De fem områdena beskrivs här:
Market design för ett elsystem i förändring
Med mer distribuerad elproduktion, lokala aktörer med mycket stor lokal elan-vändning (i serverhallar och bestånd av elbilar som laddas samtidigt), utveckling av ”smarta” elnät, ökad sektorskoppling (t.ex. möjligheter för fjärr-värme/kraftvärme att lokalt bidra med flexibilitet) ändras förutsättningarna för de lokala nätföretagens verksamhet.
Kommunikation i realtid med kunderna, lokala marknadsplatser för flexibilitet, flexibla/dynamiska nättariffer, etc. skapar förutsättningar för effektivare utnyttjande av elnäten, vilket kan innebära att gränsdragningen mellan nätföretagens och handelsföretagens roller blir oklar.
Detta illustrerar den övergripande frågan om vilken vertikal struktur och rollfördelning på elmarknaden som i framtiden är mest ändamålsenlig och effektiv. Under de betingelser som håller på att växa fram bör analyser av denna fråga inte bara innefatta de traditionella frågorna inom ”market design”, utan även reglering av nätverksamhet och nätföretagens roll. Det är därför motiverat att beskriva området som Electricity Market Design för ett nytt energisystem.
En frågeställning som fått ökad aktualitet med växande andelar intermittent kraft och som hör till detta forskningsområde, rör försörjningstrygghet och därtill knutna frågor om behovet och utformningen av effektiva kapacitetsmekanismer och regleringar av nätverksamhet.
Sekvens av marknader
Det som i dagligt tal kallas ”elmarknaden” är i själva verket en sekvens av marknader, bestående av en finansiell marknad, en ”dagen-före” marknad, en ”intra-dag” marknad och en ”realtidsmarknad” (även kallad ”Balanstjänsten”). Dagen-före marknaden och intra-dag marknaden används som instrument för marknadsaktörernas planering inför en framtida drifttimme, medan realtids-marknaden är ett av systemoperatörens instrument för att balansera systemet i realtid. Hittills har omsättningen på dagen-före marknaden varit många gånger större än omsättningen på intra-dag marknaden och realtids-marknaden. Mycket av den forskning om elmarknaden som bedrivits har rört dagen-före marknaden. Med växande andelar vind- och solkraft ökar emellertid osäkerheten i produktionsprognoserna, vilket sannolikt leder till ökande handel på intra-dag marknaden. Eventuellt leder detta också till minskad handel på dagen-före marknaden. Till detta kommer att digitalisering och ”smarta” elnät gör det möjligt för konsumenter att delta i handeln med el i realtid – eventuellt via lokala marknader för el och efterfrågeflexibilitet.
Frågan är då hur sekvensen av dagen-före, intra-dag och realtidsmarknader i olika avseenden bör utformas för att bäst bidra till en effektiv elförsörjning. I detta ligger bland annat frågan om hur överföringskapaciteten bäst allokeras mellan marknaderna. Detta innefattar till exempel också frågor om handelsperiodernas längd och om handeln bör vara periodvis eller kontinuerlig. Likaså frågor om hur skilda handelsregler på de olika marknaderna kan leda till oönskade arbitragemöjligheter. En frågeställning är också hur framväxten av lokala marknadsplatser kan integreras och samverka med elmarknaden i stort.
Prissäkring av marknader för finansiella instrument
Handeln på dagen-före marknaden skulle kanske inte vara så omfattande som den är om det inte funnits en fungerande marknad för elprisrelaterade finansiella derivat. Trots den stora betydelsen av den finansiella marknaden och osäkerheter om hur den kan komma att utvecklas finns det i stort sett ingen forskning om hur den fungerar och vilka faktorer som styr marknadens utveckling när det t.ex. gäller omsättning och deltagande av olika typer av aktörer. Samtidigt finns det på detta område flera frågor av stor praktisk betydelse för elmarknadens aktörer och deras möjligheter att i framtiden försäkra sig mot elprisrisker. Med mer in-termittent kraft ökar exempelvis volymrisken.
En av dessa frågor rör valet av referenspris i de kontrakt som handlas. Problem uppstår om förtroendet för referenspriset minskar. Systempriset i dagen föremarknaden är lika med dagens referenspris. Referenspriset riskerar att tappa i förtroende om elområdena divergerar allt för mycket eller om likviditet flyttar till inom dagen handel eller till olika reglerprodukter. Aktörerna på marknaden kommer då inte att uppleva systempriset som en effektiv säkring av sitt verkliga elpris (elkostnad/elintäkt) som inbegriper även elområden, inom dagen priser och reglerpriser.
En viktig fråga rör också den framtida likviditeten i handeln med olika finansiella derivat, särskilt i ljuset av den kraftigt minskade omsättningen på den finansiella elmarknaden under det senaste decenniet.
Plan- eller marknad för systemtjänster
Inom ramen för elförsörjningen levereras inte bara energi (kWh) och effekt (kW) utan även en rad olika s.k. systemtjänster. För närvarande är det i huvudsak en av alla dessa tjänster, elenergi, som prissätts på en marknad, även om det i reglermarknaden förekommer kapacitetsprodukter. När det gäller systemtjänster har tillgången hittills varit mycket god vilket gjort att frågan om prissättning av dessa inte varit föremål för diskussion. Tillhandahållandet av systemtjänster har i stället hanterats genom reglerna för anslutning till stamnätet. Men i takt med att mer icke-planerbar och distribuerad produktion kommer in i systemet och tränger ut befintliga anläggningar uppstår såväl en ökad efterfrågan på som ett minskat utbud av systemtjänster.
För att säkerställa tillgången av systemtjänster även i framtiden krävs att dessa prissätts på ett lämpligt sätt. Hur kan detta ske? Finns det effektiva marknadslösningar eller ska systemtjänsterna ses som kollektiva nyttigheter med reglerade priser? Den övergripande frågan är för vilka av elförsörjningens alla tjänster som det är effektivt med marknadslösningar och hur dessa kan se ut samt frågan om vilka metoder för prissättning som är effektiva för övriga tjänster. Kopplat till dessa frågor finns också frågeställningar om nätansvar och systemansvar fördelat TSO och DSO. Det kan också finnas ett behov av att lite mer entydigt definiera vad vi menar med begreppen energi, effekt och systemtjänster i elmarknadssammanhang.
Klimat- och skattepolitikens inverkan på elmarknaden
Med ”electricity market design” menas i allmänhet organisationen av marknadsplatser, tidpunkt för “gate closure”, mekanismer för balansering av systemet i realtid och metoder för hantering av flaskhalsar i transmissionsnätet. Men det finns också skäl att betrakta utformningen av stöd till förnybar energi och delar av energibeskattningen som faktorer som påverkar priser och mycket annat på elmarknaden. Ett av många exempel är bidragen per kWh till vind- och solkraft vilket gör att marknadspriset på el tidvis är negativt. En annan typ av frågeställning som rör vindkraftsutbyggnaden är de regelverk som på olika sätt styr lokaliseringen av vindkraftsetableringar.
En övergripande fråga är därför hur klimat- och energiskatter och specifika regelverk bör utformas för att dels uppnå sina fiskala och styrande uppgifter, dels ha så små snedvridande effekter som möjligt på elmarknaden. Denna fråga, liksom många andra som rör energi- och miljöpolitikens utformning, påverkan från regelverk och miljöpolitik i omkringliggande länder och övriga EU, etc. bör också analyseras i ett bredare samhällsekonomiskt perspektiv. Utveckling av numeriska modeller för kvantitativ analys av denna typ av frågeställningar har inletts inom ramen för EFORIS och är en typ av forskning som passar väl in i ett nytt forskningsprogram om elmarknaden och samhällsekonomin.
Elmarknadens fortsatta internationalisering
Under den tid som gått efter de stora elmarknadsreformerna under 1990-talet har den geografiska utbredningen av den från svensk synpunkt ”relevanta” elmarknaden vuxit. Det som tidigare var en ganska sluten svensk elmarknad är nu en nordisk och delvis nordeuropeisk elmarknad och denna utveckling kommer av allt att döma att fortsätta. Det som driver utvecklingen är dels utbyggnaden av de fysiska förbindelserna länderna emellan, dels den institutionella utvecklingen i form av handelsplatser och EU-gemensamma regelverk.
Samtidigt är systemdrift, nätreglering, stödsystem och mycket annat nationella och i många avseenden olika länderna emellan. I mötet mellan en allt mer internationellt integrerad elmarknad och olika nationella system och regelverk kan det uppstå oönskade konsekvenser av skilda slag. Ett exempel är den problematik som aktualiseras av att många länder utan väsentlig internationell koordinering infört nationella s.k. kapacitetsmekanismer. Olika åtgärder för att genomföra en omställning av energisystemet och en ökad integrering av de europeiska elmarknaderna kan vara logiska var för sig. Men då högre krav och mål ska uppfyllas samtidigt ökar komplexiteten och med den också såväl kostnader som transparens. Detta väcker också frågan huruvida nyttan av ökad komplexitet de facto överväger kostnaderna. Det finns emellertid mycket lite forskning om de problem som i stort kan uppstå vid en fortsatt integrering av nationella elmarknader och hur man bäst kan hantera dessa problem.