Hur fixar vi prissättningen på elhandelsmarknaden?

[ajn82]

Vad jag menar med ”ytterligare affärer” är säljbud till högre pris. Jag är medveten om att alla affärer görs samtidigt.

Däremot undrar jag hur du menar att priset skulle kunna gå upp utan att det finns en producent på marginalen som erbjuder ytterligare volym till ett högre pris. Jämviktspriset uppnås ju när mängden köp- och säljbud är lika stora. Om säljbuden ”tar slut”, hur menar du då att priset går upp över det högsta accepterade?

För att köp buden överstiger tillgänglig kapacitet, och då höjs priset tills efterfrågan sjunker för att matcha tillgänglig produktion.

 

[Nötegårdsgubben]

Tack!

 

[Mikael_L]

Så… marginalkostnaden är då vad någon producent anser sig kunna ta betalt? Inte nödvändigtvis produktionskostnaden?

Marginalkostnad och produktionskostnad ...
Det kan ju vara lite spännande att kolla vad olika kraftägare kan räkna på.
Idag är gaspriset (DutchTTF) 44€ per MWh energiinnehåll.
De bästa gaskraftverken har en verkningsgrad på ca 50%, och de sämsta kanske 25%, så det ger ett råvarupris på 0,18 - 0,09€/KWh, dvs ca 1-2 kr/kWh.

Sen har vi kostnaden för utsläppsrätter, som är en imaginär råvarukostnad, men som tillkommer. Idag är priset 68€/ton.
Jag vet inte riktigt hur mycket CO2 som släpps ut för varje kWh, men jag hittar lite siffror som verkar ligga mellan 0,3 och 0,5 kg /kWh.
Så det skulle göra att utsläppsrätterna kostar något i häraden 0,03€/kWh, dvs 30-40 öre/kWh.

Sen till detta så kostar det ju mer att köra ett kraftverk, personalkostnader, kapitalkostnader, service och underhåll och ombyggnationer och förbättringar osv.
Jag vågar väl inte gissa på vad det blir, mer än att vi säkerligen får lägga minst några tiotals öre till på produktionskostnaden.

Men sen är det ju en annan sak.
Idag, när vindkraften och solkraften prismässigt konkurrerar ut gas och kol snart halva året, så dessa fossila kraftverk står still flera tusen timmar om året, då kostar de förstås en hel del ändå.
Blir det inte så att ägarna av dessa kraftverk då räknar in denna kostnad i det säljbud de ger, dvs de kräver tillräckligt bra med betalt för att ens starta, så anläggningen ekonomiskt ska runt året om?

För annars är det ju bara att lägga ner anläggningen ...

 

[Daniel 109]

Bra text.

Jag undrar också, vad vore felet om p1 var tvungen att sälja för sitt offererade pris?
Om de gjorde det och man fick köpa 10% el från p2 skulle ju konsumentens pris bli ca 2kr kWh istf 11kr.

Med en sådan prismodell skulle ingen producent bjuda ut sin produktion till lägsta möjliga pris. Så det skulle inte bli det utfallet. Priset skulle i bästa fall bli samma men sannolikt högre efter som marknaden skulle fungera klart sämre.

 

[krfsm]

Är du säker på det? Jag frågar för att jag vill veta. Det går väl att lägga olika anbud i olika elområden på Nordpool, vilket borde möjliggöra att sälja el för olika pris i olila områden.

Du kan bara sälja din el i det område där ditt kraftverk matar in elen. Det finns i Nordpoolområdet inget sätt som producent eller konsument att få rätt att överföra el till ett annat område. Däremot kan du prissäkra genom terminskontrakt, och EEX erbjuder kontrakt för de olika elområdena på års-, kvartals-, månads- och veckobasis.

Om inte, varför har vi då elområden? I mitt exempel skulle det ju innebära att priset i O1 går upp endast pga att det inte går att exportera tillräckligt till O2, vilket låter konstigt.

Din bild är lite förenklad. I princip innebär export av 1 MWh att det är en producent i O1 som får sälja 1MWh mer och en producent i O2 som får sälja 1 MWh mindre. Så priset blir något högre i O1 och något lägre i O2. Detta pågår tills det inte går att överföra mer eller priset är samma (så det inte är lönsamt att överföra).


Att man har elområden är för att det är en någorlunda bra approximering av de begränsningar som finns i nätet. Marknadsmässigt kan man låtsas som att begränsningarna inte finns, men när el ska överföras kan man inte ignorera nätets begränsningar.

Om vi i ditt exempel antar att de inte har något elområde, men att kablarna ändå bara rymmer 500 MW, så skulle P1 kontrakteras att producera alla 800 MW, varav 720 MW ska till till O2. Det innebär att kablarna överbelastat med 220 MW och går sönder om ingenting görs.

Sättet det görs är att systemoperatören (TSO) som driver nätet (dvs SVK i Sverige) mothandlar. Dvs de skulle betala P1 för att minska sin produktion med 220 MW och samtidigt betala P2 för att producera 220 MW. Kostnaderna för det här lägger TSOn på avgifterna de övriga aktörerna får betala för att överföra el.

Med elområden sköter marknaden större delen av den balanseringen.

Mothandel är en enorm kostnadspost i Tyskland, just för att de borde ha elområden men inte har det.

(Elområdena är inte perfekta, så man kan ändå behöva mothandla. Men det blir i mindre omfattning.)

 

[Daniel 109]

Den smarte kol eller gaskraftsägaren, som tror att denne kommer vara den som kommer få bli den siste att sälja sin produktion kan ju lägga ett säljbud på hälften av sin produktion vid break-even, dvs där man precis börjat tjäna pengar, sen lägga säljbud på mindre andelar till allt högre pris, och till sist en sista procent till skyhögt pris, och på det viset trissa upp priset ju närmare man kommer max produktion.

Och skit i vilka andelar/procent jag angav, det var bara ett exempel.

Men nu finns det så pass många producenter att det inte fungerar. Dessutom finns det marknadsövervakning som sannolikt skulle reagera på en sådan manipulation.

 

[Daniel 109]

Ja man kan ju såklart säkra sig med att sälja 80, 90, 99% av den produktionen man verkligen vill få såld, men ändå ha något litet säljbud i slutet, för att skapa priseffekten man är ute efter ifall efterfrågan blir extremt bra.

Men som du säger, det är massor av aktörer, många gör nog detta (om alls någon gör det), så det är ju alltid någon som har satt sin toppunkt lägre, så det blir just de som får köra för fullt till det priset.

Det är inte en metos som påverkar priset mer än marginellt.

 

[Daniel 109]

SVK har ju gnällt på sittande regeringar (av alla färger) i minst 20 år över att stamnätet är eftersatt och underdimensionerat, och äskat mer pengar - för döva öron tydligen.
Så det är nog inte bara inkompetens, utan de har nog använt de medel de haft, och har en organisation dimensionerad efter dessa medel, och kan alltså idag inte plötsligt "elda på" med 10 ggr så mycket pengar.

Det låter väldigt konstigt, eftersom SVK inte finansieras från staten. Snarare tvärtom.

 

[krfsm]

Om all tillkommande produktion framöver skulle vara kärnkraft så skulle snarare snittpriset över året stiga då det inte är den billigaste metoden.

Nej, eftersom kärnkraft inte prissätts så på marknaden. I princip all kraft som inte har en stor rörlig kostnad (gas, kol, olja typ) sänker priset.

Men då går ju inte kraftverksproducenten runt? Nej, och det är deras och deras finansiärers problem.

Som grädde på moset så är ffa sol- och vindkraft billiga att driva. Det är nästan alltid värt att driva en vindkraftspark om du inte har kapitalkostnad. Det gör att konkurser inte påverkar mer än i det korta perspektivet - konkursförvaltaren kommer försöka sälja parken, och någon kommer att köpa den så länge den inte är i princip skrotfärdig pga ålder. Frågan är bara priset. Finansiärerna av det kursade bolaget tar smällen.

 

[Daniel 109]

Skulle bli för omständigt att administrera.
Men är du villig att flytta konsumtion är det bara å undvika spikarna.
Ser inte det som ett stort problem. Problemet är om spikarna etablerar nivå för den nya normalen men det har jag svårt att se ska ske.

Även om jag kan anpassa mig är det vecko månads och årssnittet som betyder nåt.
Spikar låter hemskt i media men är som sagt kortvariga.

Jag tror snarare att problemet är att produkten blir för komplicerad för konsumenterna att förstå. Folk fattar ju inte de helt normala avtalen.

 

[Daniel 109]

Nja, något åt det hållet.
Man kan säga att det är det absolut sista priset någon desperat kan tänka sig betala.
Man kan även säga att det är det lägsta priset en producent kan tänka sig att sälja för (behöver inte vara bara ren marginalproduktionskostnad, det finns andra kostnader med att driva en verksamhet, och en viss vinst brukar även vara önskad, annars kan man placera sina pengar på annat, bättre, än att låta inflationen käka upp dem).
Man kan kanske säga att det är den rena produktionskostnaden, men det haltar ju lite, som jag skrev i förra meningen.

Nej, man lägger inte på en tillräcklig marginal för att gå runt. Man lägger bud där man förlorar mindre på att producera än att inte göra det.

 

[Daniel 109]

Blir det inte så att ägarna av dessa kraftverk då räknar in denna kostnad i det säljbud de ger, dvs de kräver tillräckligt bra med betalt för att ens starta, så anläggningen ekonomiskt ska runt året om?

Nej, det blir det inte. De kan inte påverka marknadspriset. Så de kör när det är bättre ekonomiska än att inte göra det.

 

[krfsm]

Det låter väldigt konstigt, eftersom SVK inte finansieras från staten. Snarare tvärtom.

Förr om åren vällde det inte in kapacitetsavgifter, så om man ville investera behövde väl pengarna lånas någonstans ifrån.

Och regeringen skriver fortfarande regleringsbrev som säger hur SVK ska jobba och vilka målsättningar de ska ha. Åtminstone årets brev har en investeringsplan som bilaga.

 

[Alexander HB]

Du kan bara sälja din el i det område där ditt kraftverk matar in elen. Det finns i Nordpoolområdet inget sätt som producent eller konsument att få rätt att överföra el till ett annat område. Däremot kan du prissäkra genom terminskontrakt, och EEX erbjuder kontrakt för de olika elområdena på års-, kvartals-, månads- och veckobasis.

Din bild är lite förenklad. I princip innebär export av 1 MWh att det är en producent i O1 som får sälja 1MWh mer och en producent i O2 som får sälja 1 MWh mindre. Så priset blir något högre i O1 och något lägre i O2. Detta pågår tills det inte går att överföra mer eller priset är samma (så det inte är lönsamt att överföra).


Att man har elområden är för att det är en någorlunda bra approximering av de begränsningar som finns i nätet. Marknadsmässigt kan man låtsas som att begränsningarna inte finns, men när el ska överföras kan man inte ignorera nätets begränsningar.

Om vi i ditt exempel antar att de inte har något elområde, men att kablarna ändå bara rymmer 500 MW, så skulle P1 kontrakteras att producera alla 800 MW, varav 720 MW ska till till O2. Det innebär att kablarna överbelastat med 220 MW och går sönder om ingenting görs.

Sättet det görs är att systemoperatören (TSO) som driver nätet (dvs SVK i Sverige) mothandlar. Dvs de skulle betala P1 för att minska sin produktion med 220 MW och samtidigt betala P2 för att producera 220 MW. Kostnaderna för det här lägger TSOn på avgifterna de övriga aktörerna får betala för att överföra el.

Med elområden sköter marknaden större delen av den balanseringen.

Mothandel är en enorm kostnadspost i Tyskland, just för att de borde ha elområden men inte har det.

(Elområdena är inte perfekta, så man kan ändå behöva mothandla. Men det blir i mindre omfattning.)

Tack! Nästan krångligt i stil med det kommunala utjämningssystemet.

I princip borde ju då marknaden verka för att det inte överförs något alls mellan elområden, eller iaf sträva åt det hållet?

 

[Nötegårdsgubben]

Nja, säljarna har förstås ett intresse av att kunna sälja så dyrt som möjligt, så de vill ha bra utflöde till områden med hög efterfrågan. Och köparna vill handla så billigt som möjligt, så de vill ha bra kopplingar till områden med stort utbud.

Så i alla områden har antingen köpare eller säljare ett intresse av bättre förbindelser. Och det kan växla från tid till annan beroende på vad man har för slags produktion (och konsumtion).