USA:s elmarknader är centraliserade. De förutsätter att producenterna levererar detaljerade kostnadsdata till elbörsen. Därefter bestämmer marknadsoperatören hur mycket som ska produceras i varje enskild anläggning. I Europa är besluten på elmarknaden mer decentraliserade. I denna uppsats diskuterar vi för- och nackdelar med centralisering.
Det mesta av elen som produceras säljs på spotmarknaden dagen före leverans. Det finns två huvudsätt att organisera spotmarknaden. På en centraliserad spotmarknad innehåller buden detaljerad information om kostnaderna för varje enskild produktionsanläggning. Elbörsen bestämmer därefter hur mycket som ska produceras i varje anläggning baserat på denna information. På en decentraliserad spotmarknad anger producenterna i stället hur mycket el de totalt önskar att leverera inom ett område, men bestämmer själva vilka anläggningar de skall använda. Det är även möjligt för en producent att överlåta produktionen till en annan aktör, som då får betalt för att utföra den tjänsten.
Centralt beslutsfattande inte alltid effektivast
I idealfallet där informationsutbytet är kostnadsfritt, sker utan fördröjning, samt är komplett och korrekt, är centralisering effektivast. I praktiken är kommunikation dock kostsam och möjligheterna att kommunicera och processa information är begränsade. Exempelvis är det på USA:s centraliserade elmarknader inte möjligt att ge en helt korrekt beskrivning av produktionsförhållandena för en del särskilt komplicerade processer, såsom gaskombikraftverk eller en serie vattenkraftverk längs samma flod.
Ett annat problem med elmarknaderna i USA är att den extra kompensation som dessa marknader betalar ut för att täcka start- och tomgångskostnader gör att producenterna har incitament att överdriva sina kostnader, även om marknaden skulle ha perfekt konkurrens. Av dessa orsaker kan decentraliserade marknader ibland vara mer effektiva i praktiken.
Decentraliserat beslutsfattande särskilt bra vid förnybar elproduktion
På konkurrensmässiga decentraliserade spotmarknader lägger producenterna i praktiken bud som utöver den rörliga kostnaden även ska täcka tomgångs- och startkostnader. Detta budgivningsformat är alltså trubbigare än på centraliserade elmarknader. Till skillnad mot vad som gäller på centraliserade marknader handlar man dock standardiserade produkter som även kan handlas på den efterföljande intra-dag handeln. Det innebär t.ex. att om spotpriset inte skulle täcka de totala produktionskostnaderna, så kan producenten åtgärda detta under intra-dag handeln. Intra-dag handeln kan även utnyttjas till att uppdatera produktionen med hänsyn till förändringar i prognostiserad vindkraftproduktion. På centraliserade marknader sker denna uppdatering i ett sent skede, alldeles före leverans, vilket blir onödigt dyrt och ineffektivt. Vi menar att detta är huvudproblemet med centraliserade elmarknader.
Decentraliserade elmarknader bör ta större hänsyn till flaskhalsar i stamnätet
Huvudproblemet med många decentraliserade elmarknader är att spotmarknaden och intra-dag handeln ofta bortser från överföringsbegränsningar i stamnätet. Det innebär att några producenter behöver ändra på sina produktionsplaner alldeles innan elen ska levereras för att undvika att elnätet överbelastas. Dessa sena justeringar är onödigt dyra och ineffektiva. Därför förordar vi att spotmarknaden och intra-dag handeln bör ta större hänsyn till flaskhalsarna redan under spot- och intra-dag handeln. Ett sätt att åstadkomma detta är att dela in varje land i flera elområden med olika elpriser, vilket t.ex. är fallet i de skandinaviska länderna. Dock finns det konkurrensmässiga och andra fördelar, som vi diskuterar i uppsatsen, med att hushåll betalar ett genomsnittligt elpris, vilket är detsamma för alla elområden.
IFN Working Paper nr 1257, "Central- versus Self-Dispatch in Electricity Markets", är författat av Victor Ahlqvist (IFN), Pär Holmberg (IFN) och Thomas Tangerås (IFN).
Kontakta Pär på e-postadress par.holmberg@ifn.se om du vill veta mer.
