Analyse af Elsam A/S og Energi E2 A/S' adfærd på markederne for elspot i 2000 og 2001
Journal nr. 3/1120-0100-0776 og 3/1120-0204-0089/Energi 2/lsu
Rådsmøde den 26. marts 2003
Indholdsfortegnelse
1. Indledning afsnit 58
2. Virksomhederne og markedet afsnit 66
2.1 – Markedet afsnit 66
2.2 – Produktionsenheder afsnit 76
2.3 – Systemansvaret afsnit 80
3. Det relevante marked afsnit 91
3.1 – Produktmarkedet afsnit 93
3.2 – Det geografiske marked – Vestdanmark afsnit 112
3.3 – Det geografiske marked – Østdanmark afsnit 134
3.4 – Udbudssubstitution afsnit 147
3.5 – Konklusion – Det relevante marked afsnit 170
4. Dominerende stilling afsnit 181
4.1 – Markedsandele afsnit 182
4.3 – Potentiel konkurrence afsnit 191
4.4 – Konklusion – Dominerende stilling afsnit 193
5. Tidsmæssig udstrækning afsnit 196
6. Misbrug af dominerende stilling afsnit 204
6.1 – Incitamenter til misbrug af dominerende stilling afsnit 212
6.2 – Indtjening i elproduktionen afsnit 222
6.3 – Anvendt teori til identificering af misbrug afsnit 231
6.4 – Misbrugsanalyse – Elsam afsnit 258
6.5 – Misbrugsanalyse – Energi E2 afsnit 318
7. Merpriser på det danske elmarked afsnit 369
8. Fordeling af kapacitet på udlandsforbindelser afsnit 388
9. Danmark som nettoeksportør afsnit 403
10. Referencer (afsnit 405)
Resumé
1. Denne sag drejer sig om hhv. det vest- og det østdanske engrosmarked for elektricitet. Hensigten er at vurdere, hvorvidt der på baggrund af Elsam A/S og Energi E2 A/S’ markedsadfærd i 2000 og 2001 kan statueres misbrug af dominerende stilling i henhold til Konkurrencelovens § 11, stk. 1.
2. Den vestdanske sag er kommet i stand som følge af en klage fra en række elhandelsselskaber fra sommeren 2000 som gjorde gældende, at elproducenten Elsam A/S (herefter Elsam) i perioder af 2000 misbrugte sin dominerende stilling til at opkræve urimeligt høje engroselpriser på elmarkedet vest for Storebælt (det vestdanske elmarked). Konkurrencestyrelsen har efterfølgende af egen drift udvidet analysen til ligeledes at omfatte år 2001.
3. Den østdanske sag er kommet i stand som følge af en henvendelse fra det østdanske systemansvar, Elkraft System, hvori det indikeres, at elproducenten Energi E2 A/S (herefter Energi E2) misbrugte sin dominerende stilling på engrosmarkederne i Østdanmark.
4. I forbindelse med vurderingen er der foretaget en analyse byggende på økonometriske metoder.
5. Konkurrencestyrelsen har i forbindelse med markedsafgrænsningen afgrænset det relevante produktmarked og det relevante geografiske marked. Som følge af den fundamentale egenskab ved elektricitet, at den ikke kan lagres, har Konkurrencestyrelsen vurderet, at det relevante produktmarked kan afgrænses til timemarkedet for elektricitet solgt en gros.
6. Det relevante geografiske marked kan som følge heraf variere fra time til time alt efter forholdene på kabelforbindelserne mellem Vestdanmark og Norge/Sverige og mellem Østdanmark og Sverige. Denne markedsafgrænsning følger den seneste nordiske konkurrenceretspraksis på området. På baggrund af korrelationsanalyser og markedsstrukturer vurderes det tyske marked ikke at tilhøre det relevante geografiske marked i den behandlede periode.
7. I timer, hvor der er importflaskehalse på forbindelserne fra både Norge og Sverige, er Vestdanmark et isoleret marked med selvstændig prisfastsættelse. I timer, hvor der er importflaskehalse på Øresundsforbindelsen, er Østdanmark et isoleret marked med en selvstændig prisfastsættelse. I timer uden kapacitetsproblemer er både Øst- og Vestdanmark en del af et større nordisk marked.
8. Begge selskaber er uenige i Konkurrencestyrelsens markedsafgrænsning. Efter såvel Elsams som Energi E2’s opfattelse kan markedet ikke periodisk indsnævres til hhv. Vest- og Østdanmark, ligesom Tyskland også bør henregnes til det relevante geografiske marked. Samtidig indtager hverken Elsam eller Energi E2 efter egen opfattelse en dominerende stilling på hhv. det vestdanske og det østdanske marked for engroselektricitet.
9. Eftersom Elsam og Energi E2 besidder langt størstedelen af den konkurrenceudsatte installerede effekt i hhv. Vest- og Østdanmark, opnår de to virksomheder en dominerende stilling på hver deres marked i de timer, hvor markedet er isoleret fra de øvrige nordiske områder
10. Konkurrencestyrelsens beregning af marginale avancer viser tegn på, at Elsam og Energi E2 i perioder af 2000 og 2001 ændrer strategisk adfærd i de timer, hvor der opnås en dominerende stilling. Således bliver der et større spænd mellem de korte variable omkostninger og prisen i disse timer.
11. Det er Konkurrencestyrelsens vurdering, at priserne i disse perioder ikke blot har været højere, end hvis selskaberne ikke var dominerende. Analysen viser, at de to selskabers udbudskurver er skubbet opad.
12. Beregning af gennemsnitlige avancer viser, at Elsam og Energi E2 i perioder af 2000 og 2001 opnåede signifikant højere avancer i timer med dominans end i andre timer, og at disse avancer muligvis oversteg, hvad der kunne forventes i et marked med virksom konkurrence. Elsam og Energi E2 er uenig heri.
13. Elsam havde dominans på det vestdanske engroselmarked i 34 pct. af alle timer i 2000 og i 7 pct. af timerne i 2001. Energi E2 havde dominans i 7 pct. af timerne i perioden oktober til december 2000 og i 5 pct. af timerne i 2001. År 2000 var et vådår, mens 2001 var næsten normalt. I vådår vil der ofte opstå importflaskehalse, eftersom elektriciteten produceret på de nordskandinaviske vandkraftværker i disse tilfælde er meget billig.
14. Selskabernes ændring i adfærd forekommer med mere eller mindre jævne mellemrum i perioden. Dominans og adfærdsændring er i 2000 og 2001 oftest indtruffet i timer med høj efterspørgsel og lille prioriteret produktion (vindmøller og decentrale kraftvarmeværker). Begge begivenheder kan forudsiges med en vis sikkerhed. Dertil kommer timer, hvor deciderede planlagte begivenheder som revision af værker eller udlandsforbindelser forekommer. I timer med ovenstående hændelser er produktionen stor, og derfor vil en eventuel gevinst ved at tage høje priser også være stor.
15. Elsam og Energi E2 er ikke enige i denne analyse. De mener, at styrelsens analyseresultater skyldes fejlagtige antagelser om driften af kraftværkerne, betydningen af det tyske marked samt fejlagtige antagelser og brug af de statistiske modeller.
16. Markederne var i 2000 og 2001 unge og umodne. I perioden var begge markeder udsat for store strukturelle ændringer. Østdanmark blev først et selvstændigt prisområde i Nord Pool i oktober 2000. På det vestdanske marked var det bl.a. afgørende, at fordelingen af kapacitet på Skagerrakforbindelsen pr. 1. januar 2001 blev overdraget til Nord Pool. Samtidig blev gamle aftaler på forbindelsen til Tyskland ophævet og kapacitetsallokeringsmekanismen forbedret. Denne udvikling gjorde det lettere at handle markedsmæssigt over den dansk/tyske grænse.
17. Samtidig var det vanskeligt for selskaberne at forudsige et institutionelt dårligt fungerende tysk marked.
18. Der har i den analyserede periode i høj grad været tale om en erfaringsfase for aktørerne på både det østdanske og det vestdanske elmarked, hvor der skulle opbygges erfaring med det liberaliserede elmarked – herunder de forskellige finansielle produkter.
19. Selskaberne har på baggrund af ovenstående fremlagt en indmeldelsespolitik for bud på den nordiske elbørs, Nord Pool, som selskaberne vil følge i fremtiden. Det er Konkurrencestyrelsens vurdering, at der derigennem opnås et mere effektivt marked, hvor de danske områdepriser som hovedregel ligger på eller mellem priserne i Sverige/Norge og Tyskland.
20. Herudover vil selskaberne aktivt arbejde for at aktiviteten på markederne for hhv. vest- og østdanske differencekontrakter øges. Der er således udformet en aftale mellem selskaberne og Konkurrencestyrelsen, som tydeligt fastlægger retningslinierne herfor. Det er styrelsens vurdering, at dette vil øge gennemsigtigheden i prisdannelsen på det vestdanske marked og mindske selskabernes incitament til at misbruge en dominerende stilling.
21. Det er styrelsens samlede vurdering, at selskabernes fremlagte indmeldelsespolitik og market-maker-tilsagn i hhv. Øst- og Vestdanmark vil skabe en væsentlig forbedring af markedet. Tilsagnene vurderes at kunne få stor betydning. Konkurrencestyrelsen skønner, at den årlige effekt af tilsagnene vil være besparelser for forbrugerne på ca. 25 mill.kr. i Vestdanmark og ca. 20 mill.kr. i Østdanmark.
22. På denne baggrund er det Konkurrencestyrelsens vurdering, at det ikke er nødvendigt at foretage yderligere undersøgelser af historiske markedsforhold for perioden 2000 til 2001. Styrelsen vil ikke forfølge sagen videre forudsat, at Elsam og Energi E2 opfylder de afgivne tilsagn.
Afgørelse
23. Det meddeles Energi E2 A/S, at sagen (journalnummer 3/1120-0204-0089) lukkes og ikke forfølges yderligere forudsat, at Energi E2 A/S opfylder de afgivne tilsagn, der er angivet i vedlagte aftale. Energi E2 A/S er omvendt ikke bundet af tilsagnene, såfremt Konkurrencestyrelsen eller -rådet tager sagen op til fornyet behandling.
24. Det meddeles Elsam A/S, at sagen (journalnummer 3/1120-0100-0776) lukkes med henvisning til § 14, stk. 1, 3 pkt. og ikke forfølges yderligere forudsat, at Elsam A/S opfylder de afgivne tilsagn, der er angivet i vedlagte aftale. Elsam A/S er omvendt ikke bundet af tilsagnene, såfremt Konkurrencestyrelsen eller -rådet tager sagen op til fornyet behandling
Vurdering
25. Udgangspunktet ved vurderingen af, om der foreligger urimeligt høje priser, er de priser, der ville kunne dannes på et marked med virksom konkurrence.1 Vurderingen af, om urimelige salgspriser foreligger, skal rumme en afgørelse af, om prisen eller avancen klart overstiger, hvad der, såvel med hensyn til størrelse som varighed, ville kunne opnås på et marked med virksom konkurrence. Ved vurdering af, hvad der er en rimelig indtjening, tages der udgangspunkt i markedsforholdene. Hvis en virksomhed under fri prisdannelse og konkurrence kan opretholde et givent prisniveau, kan prisen ikke være urimelig.
26. For at kunne statuere misbrug af dominerende stilling, skal der i det konkrete tilfælde vises
- at selskaberne ændrer strategisk adfærd i tilfælde af dominans, og at dette fører til,
- at selskabernes indtjening som følge heraf er usædvanligt høj
27. Ifølge dansk praksis (og EU-praksis) er det muligt at gribe ind overfor urimeligt høje priser i sig selv, hvis det kan påvises, at indtjeningen klart overstiger, hvad der såvel med hensyn til størrelse som varighed ville kunne opnås på et marked med virksom konkurrence. Der er således ikke noget krav om, at det skal bevises, at en virksomhed med en dominerende stilling har haft til hensigt at fordreje eller begrænse konkurrencen. Det er heller ikke noget krav, at det skal bevises, at adfærden har haft sådanne virkninger. Endelig stilles der ikke krav om årsagsforbindelse mellem misbruget og den dominerende stilling således at forstå, at det kun skulle være misbrug, som kunne finde sted i kraft af den dominerende stilling, der i givet fald kunne rammes af forbudet.2
28. I timer, hvor der er importflaskehalse på forbindelserne fra både Norge og Sverige, er Vestdanmark et isoleret marked med selvstændig prisfastsættelse. I timer, hvor der er importflaskehalse på Øresundsforbindelsen, er Østdanmark et isoleret marked med en selvstændig prisfastsættelse. I timer uden kapacitetsproblemer er både Øst- og Vestdanmark en del af et større nordisk marked.
29. Såvel Elsam som Energi E2 indtager efter styrelsens vurdering en dominerende stilling på hhv. det vestdanske og det østdanske marked for engroselektricitet i de timer, hvor områderne er isoleret fra de øvrige nordiske områder.
30. Begge selskaber er uenige i Konkurrencestyrelsens markedsafgrænsning. Efter såvel Elsams som Energi E2’s opfattelse kan markedet ikke periodisk indsnævres til hhv. Vest- og Østdanmark, ligesom Tyskland også bør henregnes til det relevante geografiske marked. Samtidig indtager hverken Elsam eller Energi E2 efter egen opfattelse en dominerende stilling på hhv. det vestdanske og det østdanske marked for engroselektricitet.
31. Beregnede Lernerindeks viser tegn på, at Elsam og Energi E2 ændrer strategisk adfærd, når der opstår flaskehalse på udlandsforbindelserne i indadgående retning – og der derved opnås monopol. Lernerindekset er et indeks for, i hvor høj grad selskaberne prissætter til marginalomkostningerne.
32. At Lernerindekset er højere i tilfælde af flaskehals viser, at virksomhederne ændrer prisstrategi i tilfælde af dominans og hæver prisen til et niveau over marginalomkostningerne, der ikke ville være muligt uden dominans. Dette er en nødvendig betingelse – men ikke tilstrækkeligt til at statuere misbrug af dominerende stilling.
33. I år 2000 indikerer det negative Lernerindeks, at Elsam i gennemsnit ikke fik dækket de marginale produktionsomkostninger grundet den meget lave elpris. Selv i timer med dominans oversteg den fastsatte pris tilsyneladende ikke omkostningerne. Elsam kom da også ud af 2000 med et negativt resultat af den primære drift på godt 50 mio. kr. Nettoomsætningen var på 4.216 mio. kr. Energi E2 kom ud af 2000 med et primært driftsresultat på 240 mio. kr. ud af en nettoomsætning på 5.009 mio. kr. Energi E2’s afkastningsgrad var 2,0 pct. i 2000. Forrentningen af egenkapitalen var 2,7 pct.
34. I 2001 steg priserne i tilfælde af dominans ifølge Lernerindekset mere end omkostningerne umiddelbart tilsiger. Således er det beregnede Lernerindeks signifikant større i tilfælde af dominans og signifikant større end nul i såvel Vest- som Østdanmark. Der er således tegn på, at priserne er fastsat urimelig højt i de timer, hvor der opnås dominans. Men effekten af prisfastsættelsen på indtjeningen er vanskelig at isolere fra effekten af den generelle markedsbedring i 2001. I modsætning til 2000 var 2001 et mere normalt år mht. nedbør, hvorfor elprisen ikke blev presset af billig elektricitet fra de nordskandinaviske vandkraftværker.
35. Energi E2 og Elsam er ikke enige i Konkurrencestyrelsens analyse og konklusioner. Selskaberne mener, at styrelsens ”virksom konkurrence” forløb er helt urealistisk, da det antages at værker kan starte op uden omkostninger, hvilket betyder mange gange flere opstarter end det faktiske. Der er en klar sammenhæng til det tyske marked i de fleste timer, og betydningen af det tyske marked er derfor fejlvurderet.
36. Selskaberne mener også, at anvendelsen af statistiske metoder er behæftet med betydelige fejl og usikkerhed, hvilket medfører at der drages forkert konklusioner. Energi E2 og Elsam har ikke ændret adfærd i timer med flaskehalse, men budt ind svarende til de marginale omkostninger. Grunden til at de østdanske priser i nogle timer overstiger de svenske er, at det har været nødvendigt at starte dyre, marginale anlæg eller importere dyrere strøm fra Tyskland.
37. Virksomhedernes regnskaber viser en markant fremgang i indtjening fra 2000 til 2001. Elsam kom ud af 2001 med et resultat af den primære drift på 726 mio. kr. ud af en nettoomsætning på 5.711 mio. kr. Afkastningsgraden var 5,1 pct. og forrentningen af egenkapitalen 4,8 pct. Energi E2 fik i 2001 et resultat af den primære drift på 496 mio. kr. ud af en nettoomsætning på 5.534 mio. kr. Afkastningsgraden var 4,5 pct. og forrentningen af egenkapitalen 6,7 pct. Det skal dog noteres, at hovedparten i fremgangen i Energi E2’s overskud i 2001 (3,4 pct. ud af de 6,7) skyldes ekstraordinære poster. Dette er ikke overnormalt relativt til andre virksomheder.
38. Selskabernes regnskaber dækker over en lang række aktiviteter, hvoraf de største poster er salg af elektricitet og salg af varme. Salg af elektricitet kan igen deles op i salg i perioder med dominans og salg i perioder uden dominans. I regnskaberne er selskabernes faste omkostninger ikke fordelt mellem disse aktiviteter, hvorfor det er vanskeligt at beregne aktivitetsspecifikke afkastningsgrader.
39. Men analysen af dækningsbidraget beregnet for timer med og uden flaskehals viser, at selskaberne har opnået dækningsbidrag af en størrelse og med en frekvens i timer med dominans i 2000 og 2001, som ikke ville have været muligt, hvis selskaberne ikke havde været dominerende. Det står imidlertid ikke klart, at indtjeningen som følge heraf har været urimeligt høj.
40. Efter § 23, stk. 4 kan overtrædelser af § 11, stk. 1 straffes med bøde for adfærd udvist efter 1. juli 2002. Hverken Elsam eller Energi E2 kan således idømmes bøder i den konkrete sag, selvom det måtte stå klart, at selskaberne havde overtrådt § 11, stk. 1 om misbrug af dominerende stilling. Energi E2 mener, at denne sagstype ikke har en sådan karakter, at det under nogle omstændigheder ville blive aktuelt at idømme bødestraf.
41. Omfanget af velfærdstabet er derfor ikke altafgørende at bestemme i de konkrete sager (indledende øvelser er gjort i kapital 7). I fremtiden vil omfanget af velfærdstabet som følge af eventuelle overtrædelser af § 11, stk. 1 blive kortlagt mere detaljeret med særlig henblik på bødeudmåling – jf. § 23, stk. 4.
42. Markedet var i 2000 og 2001 ungt og umodent. I perioden var markedet udsat for store strukturelle ændringer.
43. Afgørende for det vestdanske markeds funktion var bl.a., at fordelingen af kapacitet på Skagerrakforbindelsen pr. 1. januar 2001 blev overdraget til Nord Pool. Samtidig blev gamle aftaler på Tysklandsforbindelsen ophævet, og dagsauktioner af en del af kapaciteten indførtes. Før blev transmissionskapaciteten på Tysklandsforbindelsen allokeret vha. års- og månedsauktioner. Denne udvikling gjorde det lettere at handle markedsmæssigt over den dansk/tyske grænse.
44. Afgørende for det østdanske marked var, at markedet først blev et selvstændigt prisområde i Nord Pool i oktober 2000.
45. Samtidig var det vanskeligt for begge selskaber at forudsige et institutionelt dårligt fungerende tysk marked.
46. Der har således været tale om en erfaringsfase for aktørerne på både det vestdanske og det østdanske elmarked, hvor der skulle opbygges erfaring med det liberaliserede elmarked og de forskellige finansielle produkter.
47. Begge selskaber har i perioden aktivt vist vilje til at skabe et mere effektivt marked. Samtidig er selskaberne også i dag interesseret i at skabe et marked, der fungerer.
48. Begge selskaber har fremlagt en indmeldelsespolitik og CfD-tilsagn for Konkurrencestyrelsen. De afgivne tilsagn er beskrevet i detaljer i Konkurrencestyrelsens aftaler med hhv. Elsam og Energi E2 vist i bilag 3 og 4.
49. Indmeldelsespolitikken indebærer, at de danske priser i langt de fleste timer vil ligge mellem eller på nabopriserne. I særlige situationer kan dette fraviges.
50. Herudover vil begge selskaber aktivt medvirke til at øge aktiviteten på markedet for de to danske differencekontrakter.
51. Energi E2 vil indtræde som market-maker på Nord Pools østdanske differencekontrakter senest 1. juli 2003 med specificerede maksimum spreads og minimum volumener.
52. Elsam er allerede market-maker på vestdanske differencekontrakter. Men markedet har vist sig illikvidt. Elsam vil derfor senest 1. juli 2003 indsnævre spreads og øge volumener.
53. En øget likviditet i markedet for de danske differencekontrakter vil i sig selv forbedre markedet, da markedsaktørerne får bedre mulighed for at afdække risikoen mellem områdepris og systempris.
54. Derudover vil en producent med market-maker-status på markedet for differencekontrakter kunne få begrænset sit incitament til at udøve markedsmagt. En market-maker er forpligtet til at stille åbne købs- og salgspositioner. I fald en producent har solgt en given mængde elektricitet på differencekontrakter, vil producenten have mindre incitament til at byde spotprisen op, da producenten i henhold til differencekontrakterne er forpligtet til at udbetale beløb svarende til (en del af) forskellen mellem område- og systempris til kontraktindehaverne.
55. Kombinationen af en indmeldelsespolitik, som lægger et bånd omkring de danske priser, og et velfungerende CfD-marked vil efter Konkurrencestyrelsens vurdering i væsentlig grad kunne opveje de konkurrencebegrænsende effekter af begrænsede importmuligheder.
56. Konkurrencestyrelsen finder herefter ikke på grundlag af ovenstående, at den indgivne klage over Elsam giver anledning til en fuldstændig undersøgelse af den vestdanske sag (j.nr. 3/1120-0100-0776), og til at der træffes afgørelse i sagen, jf. Konkurrencelovens § 14, stk.1, 3. pkt.
57. På denne baggrund er det Konkurrencestyrelsens samlede vurdering, at det ikke er nødvendigt at foretage yderligere undersøgelser af historiske markedsforhold for perioden 2000 til 2001. Styrelsen vil ikke forfølge sagerne videre.
1 – Indledning
58. I sommeren 2000 indgav en række elhandelsselskaber3 en fælles klage til Konkurrencestyrelsen over produktionsselskabet Elsam. Der blev i klagen gjort gældende, at Elsam i perioder af 2000 havde misbrugt sin dominerende stilling til at tage urimeligt høje priser på det vestdanske engrosmarked for elektricitet.
59. Klagerne hævder, at Elsam – som eneudbyder af elektricitet på det jysk/fynske marked – reelt har kunnet styre elprisen på det vestdanske engroselmarked i perioden frem til i hvert fald 1. januar 2001.
60. Den systemansvarlige i Østdanmark, Elkraft System, har foranlediget en undersøgelse (Copenhagen Economics 2002a), der indikerer, at Energi E2 har misbrugt sin dominerende stilling til at tage urimeligt høje priser på det østdanske engroselmarked i perioden oktober 2000 til december 2001.
61. Begge sager omhandler således § 11, stk. 3, nr. 1 om påtvingelse af urimelige købs- eller salgspriser. Da de strukturelle forhold på engrosmarkedet for elektricitet i Vest- og Østdanmark er meget ens, forelægges sagerne Konkurrencerådet samtidigt.
62. Elektricitet er et homogent produkt, som normalt ikke kan lagres og som leveres gennem et net, der skal servicere alle producenter, leverandører og forbrugere i et samtidigt og sammenhængende system. Dette giver et marked med en meget karakteristisk struktur, hvor produktion og forbrug definitorisk er lig hinanden.
63. Sættes konkurrencen ud af kraft på det danske elmarked vil det i perioder kunne føre til højere priser på engros-el og dermed højere priser på el solgt til slutforbrugeren. Hertil kommer eventuelle innovationsdæmpende effekter fra manglende konkurrence og forkerte investeringssignaler på både udbuds- og efterspørgselssiden.
64. Tillid til et marked er nødvendigt, hvis markedsmekanismen skal bruges til efficient allokering af en vare. Et marked præget af få store aktører bør overvåges nøje med henblik på at undgå misbrug af dominerende stilling. Dette vil øge markedsaktørernes tillid til markedet.
65. De systemansvarlige virksomheder (Eltra og Elkraft System) har som en vigtig opgave at sikre, at markedet fungerer, jf. elforsyningslovens § 31. Derfor er sikringen af en virksom konkurrence på markedet for engros-el også i systemansvarets interesse.
2 – Virksomhederne og markedet
2.1 – Markedet
66. Det danske elmarked består i realiteten af to adskilte markeder, hvor skillelinjen går gennem Storebælt. Det skyldes, at det østdanske og vestdanske elnet ikke er direkte fysisk forbundet. Til gengæld er Østdanmark og Vestdanmark hver især forbundet med de øvrige nordiske lande og Kontinentaleuropa. Øst- og Vestdanmark udgør to selvstændige budområder på den nordiske elbørs, Nord Pool.
67. Vestdanmark (DK1) er forbundet med Norge via Skagerrak-kablet, der har en overføringskapacitet på 1.040 MegaWatt (MW) og med Sverige via KontiSkan-kablet med en kapacitet på 670 MW. Sydover er Vestdanmark forbundet med det tyske elnet. Overførselskapaciteten er på 1.200 MW.
68. Østdanmark (DK2) er forbundet med Sverige via Øresundsforbindelsen, med en importkapacitet på 1.900 MW, og med Tyskland via Kontek-forbindelsen, der har en importkapacitet på 600 MW.
Kilde: Elkraft System, Eltra og Nordel.
Anm.: Den lavere reale kapacitet i Vestdanmark skyldes interne flaskehalse, der umuliggør import på mere end 1200 MW samlet fra Norge og Sverige samt mere end 800 MW fra Tyskland
Anm.: Importkapaciteten fra Sverige er til tider lavere end den angivne reale, da det svenske systemansvar håndterer periodiske interne flaskehalse ved at reducere eksportkapaciteten ud af Sverige
Anm.: Indtil 1.4.02 pålagde det svenske systemansvar al import og eksport til og fra Sverige en grænsetarif på 2 svenske øre/kWh, hvilket fordyrede og skævvred importen
Anm.: Elkraft System har reserveret 50 MW til systemtjenester.
Anm.: Andel af produktionskapacitet er beregnet på grundlag af den centrale (kommercielle) produktionskapacitet. Udlandsforbindelsernes kapacitet kan også sammenlignes med det gennemsnitlige forbrug i prisområderne. Sammen med tvangsproduktion og prioriteret produktion vil importkapaciteten i de to områder i langt de fleste timer kunne dække forbruget i to landsdele.
69. I realiteten er importkapaciteten, som stilles til rådighed for markedet, lavere (jf. tabel 1). Permanente interne flaskehalse i Vestdanmark har som konsekvens, at der normalt kan importeres 1.200 MW nordfra og 800 MW sydfra. For Østdanmark gælder det, at importkapaciteten på Øresundsforbindelsen normalt af stabilitetsgrunde i Sverige/ Norden højst er på 1.300 MW. Derudover reducerer det svenske systemansvar ofte den reelle eksportkapacitet fra Sverige ved interne svenske netbegrænsninger, hvor det svenske forbrug prioriteres højest.
70. Derudover har langsigtede kontrakter lagt beslag på hele eller dele af overførselskapaciteten til både Øst- og Vestdanmark, der derfor ikke har kunnet reagere på pludselige prisfluktuationer i det nordiske marked.
71. Indtil den 1. januar 2001 var hele kapaciteten på Skagerrakforbindelsen reserveret langsigtede kontrakter. Herefter er ansvaret for at fordele kapaciteten på Skagerrakforbindelsen overdraget til den nordiske elbørs Nord Pool, sådan som det allerede har været gældende for forbindelserne til Sverige. Dermed allokeres transmissionskapaciteten i dag markedsmæssigt på timebasis.
72. Også mellem Tyskland og Vestdanmark har aftaler blokeret for den kommercielle udnyttelse af handelskapaciteten. Først i 2001 blev transitaftalen på 400 MW ophævet samtidig med, at der blev afsat mindst ¼ af handelskapaciteten til dagsauktioner. Der er samtidig indført et princip om ”use-it-or-lose-it” på den transmissionskapacitet, der købes på års- eller månedsauktioner. Uudnyttet kapacitet udbydes på dagsauktioner.
73. Selv med dagsauktioner kræver handel over den tyske grænse fortsat, at man særskilt skal købe transmissionskapacitet og forpligte sig til transport, før man kender markedssituationen. Der er således stadigvæk risiko for, at strømmen i en given time ”løber den forkerte vej”. Dette er ikke muligt med forbindelserne administreret af Nord Pool, hvor børsen samtidigt bestemmer produktion, forbrug og udveksling over forbindelserne.
74. På tilsvarende vis var halvdelen af importkapaciteten fra Tyskland til Østdanmark (200 MW) reserveret transit, mens den anden halvdel alene blev solgt til faste priser på måneds- og årsbasis. I perioden indtil 1. april 2001 blev den ledige importkapacitet på Kontek udbudt på års- eller timeabonnementer. I perioden 1. april - 31. december 2001 blev den ledige kapacitet solgt som enten års-, måneds- eller timeabonnementer. Siden 1. januar 2002 er der måneds- og dagsauktioner i nordlig retning og dagsauktion i sydlig retning af evt. uudnyttet månedskapacitet. Use-it-or-lose-it er indført, så aktørerne ikke kan henlægge kapacitet. Use-it-or-lose-it anvendes udelukkende på månedskapacitet og på en særaftale som det svenske selskab Vattenfall har og som har samme indberetningstider som månedskapacitet. Siden 1. januar 2002 udbydes ¼ eller 175 MW på dagsauktioner og ¼ på månedsauktioner.
75. Samlet set er den reelle, kommercielle importkapacitet i dag på ca. 2.000 MW til Vestdanmark og 1.650 MW til Østdanmark (ekskl. Bornholm). Hertil kommer 200 MW fra Vattenfallaftalen, som stilles til rådighed, såfremt Vattenfall ikke selv udnytter kapaciteten (use-it-or-lose-it). Til sammenligning var den maksimale belastning (forbrug) i 2001 på 3.685 MW i Vestdanmark og 2.659 MW i Østdanmark.
2.2 – Produktionsenheder
76. I Danmark er det de centrale kraftværker, der bidrager med hovedparten af den installerede eleffekt (jf. tabel 2). I Vestdanmark ejes de centrale kraftværker af Elsam og i Østdanmark af Energi E2. Begge selskaber er dannet medio 2000 med tilbagevirkende kraft pr. 1. januar 2000 ved en sammenlægning af de tidligere kraftværksselskaber i hver landsdel.
77. Som det ses af tabel 2, er de to selskaber de eneste, der ejer central produktionskapacitet i Danmark. Derudover ejer begge nogenlunde lige meget decentral kapacitet samt kapacitet fra vindmøller.
Tabel 2 – Installeret effekt i Danmark 2001
2001 (MW) | Vest- | Elsam | % | Øst- | E2 | % |
|---|---|---|---|---|---|---|
Centrale anlæg | 3.596 | 3.500 | 97 | 4.258 | 4.172 | 98 |
Decentrale anlæg | 1.523 | 267 | 18 | 630 | 290 | 46 |
Vindkraft | 1.932 | 166 | 9 | 554 | 131* | 24 |
I alt | 7.051 | 3.933 | 56 | 5.442 | 4.593 | 84 |
Kilde: Elkraft System, Energi E2, Eltra og Elsam.
Anm.: Forskel i opgørelsesmetode gør, at produktionsselskabernes andel af den centrale produktionskapacitet ikke summer præcist til 100 procent.
*Vindmøller hvorfra Energi E2 aftager produktionen.
78. Totalt set ejer Energi E2 84 pct. af den installerede elkapacitet i Østdanmark, mens Elsam ejer 56 pct. i Vestdanmark. I realiteten sidder de to kraftværksselskaber alligevel på hele den konkurrenceudsatte produktionskapacitet. Det skyldes, at både vindkraft og decentral elproduktion er såkaldt prioriteret produktion. Prioriteret produktion skal aftages af systemansvaret til en ved lov fastsat (høj) pris. Konkurrencen afhænger derfor alene af importmulighederne.
79. På efterspørgselssiden er det otte forbrugsbalanceansvarlige i både Vest- og Østdanmark, der varetager det videre salg af elektricitet til forbrugere. Det er selskaber som NESA EL A/S og Energi Danmark – Disam A/S. Salget videreformidles af handelsselskaber og forsyningspligtselskaber. På engrosmarkedet for elektricitet opererer ligeledes handelsselskaber med balanceansvar, der alene tjener penge på at videresælge elektricitet. I Østdanmark er der 17 selskaber med handelsbalanceansvar og i Vestdanmark 22 (medio 2002).
2.3 – Systemansvaret
80. Foruden at være opdelt i to adskilte geografiske områder er det danske elmarked begrænset af, at der benyttes en fælles infrastruktur – elnettet – der skal være i konstant balance for ikke at bryde sammen. Der skal således løbende fødes den samme mængde elektricitet ind i systemet, som der trækkes ud. Det svarer til situationen med et fyldt badekar, hvor bundproppen må fjernes, når der åbnes for hanen, hvis vandet ikke skal løbe over.
81. Ansvaret for elnettet i de to landsdele er udlagt til henholdsvis Eltra i Vestdanmark og Elkraft System i Østdanmark. Systemansvaret har bl.a. til opgave at holde nettet i balance. For at kunne kontrollere de enkelte aktørers handlinger kræver systemansvaret, at aktører, der ønsker at udveksle el over det fælles elnet, skal indgå en aftale om balanceansvar. De systemansvarliges opgaver fremgår af Elforsyningsloven.
82. Balanceansvaret betyder, at aktørerne dagligt skal indsende aktørplaner, der viser, hvordan de har til hensigt at afsætte deres produktion eller tilfredsstille deres efterspørgsel den følgende dag. I selve driftsdøgnet sørger systemansvaret for, at systemet er i balance ved at købe opregulerkraft eller nedregulerkraft alt efter, om de balanceansvarliges faktiske ubalance i forhold til aktørplanerne netto er negativ eller positiv. Efter driftsdøgnet afregnes hver enkelt balanceansvarlig aktør for sine ubalancer. Systemansvaret udarbejder prognoser for bl.a. efterspørgsel og prioriteret produktion.
83. Disse forhold gør, at de kommercielle aktører på elmarkedet er forhindret i at handle med hinanden i driftsdøgnet, da balanceplaner skal være systemansvaret i hænde senest kl. 16 dagen før driftsdøgnet, som starter kl. 24. Handelen foregår i stedet i perioden op til driftsdøgnet, enten bilateralt mellem aftagere og en af de to kraftværksproducenter eller via den nordiske elhandelsbørs Nord Pool.
84. På Nord Pool handles den fysiske udveksling af el i elspotmarkedet. 1/3 af den omsatte mængde elektricitet i Norden handles i dag via Nord Pool. Markedet er inddelt i prisområder efter udbuds- og efterspørgselsforholdene og transmissionsnettet. Vestdanmark blev noteret som selvstændigt anmeldelsesområde i juli 1999 efterfulgt af Østdanmark i oktober 2000.
85. Nord Pool fungerer på den måde, at aktørerne inden kl. 12 indmelder budkurver for samtlige timer i det kommende driftsdøgn. Herefter beregnes først prisen, der sikrer ligevægt mellem udbud og efterspørgsel uden hensyntagen til kapacitetsbegrænsninger i overførslen mellem anmeldelseområder. Denne pris kaldes systemprisen.
86. Efterfølgende efterprøves om systemprisen resulterer i overudbud eller overefterspørgsel i hvert enkelt anmeldelsesområde. Hvis dette er tilfældet, har Nord Pool bemyndigelse til at allokere kapaciteten af transmissions-forbindelserne mellem anmeldelsesområderne, heriblandt Øresund, KontiSkan og siden 1. januar 2001 også Skagerrak4. Såfremt kapaciteten ikke er tilstrækkelig til at fjerne uligevægten, beregnes en særskilt områdepris.
87. Ved fuld kapacitetsudnyttelse af Nord Pool’s overførselsforbindelser, modtager de systemansvarlige virksomheder den gevinst, der opstår på importen fra lavpris- til højprisområde. Denne indtægt går tilbage til slutbrugerne i form af lavere tariffer.
88. Når ligevægtsprisen er beregnet informeres hver enkelt aktør senest kl. 14.30 om de endelige handler. Afregningen sker direkte med Nord Pool. Det sikrer tid nok til at kunne indmelde aktørplaner til de systemansvarlige virksomheder5.
89. Fordi systemansvaret også har ansvaret for indpasning af den prioriterede produktion, indmeldes denne som et særskilt prisuafhængigt bud til Nord Pool hver dag kl. 12 på baggrund af den seneste vejrprognose. Da vinden er afgørende for produktionen fra vindmøllerne, kan effekten herfra svinge betydeligt og dermed få afgørende indflydelse på, om overførselskapaciteten til naboområderne bliver bindende. Dette gælder særligt Vestdanmark, hvor vindmøllekapaciteten er størst.
90. Systemet sikrer, at aktørerne opfatter markedet som levering til og aftag fra et enkelt punkt i hvert anmeldelsesområde uden hver især at skulle afstemme aktørplanerne med de faktiske forhold i de lokale net. Det har samtidig som konsekvens, at systemansvaret har beføjelse til at udligne flaskehalse internt i anmeldelsesområdet. Dette kan ske ved at opregulere og nedregulere anlæg på hver side af en flaskehals i selve driftsdøgnet.
3 – Det relevante marked
91. En afgrænsning af det relevante marked er udgangspunktet for analysen af misbrug af dominerende stilling. Det relevante marked afgrænses produktmæssigt og geografisk. I forbindelse med afgrænsningen af det relevante marked gennemgås i forbindelse med den vestdanske sag for det første relevante indlæg fra Elsam og klagerne, og for det andet generelle indlæg fra den systemansvarlige virksomhed, Eltra. I forbindelse med den østdanske analyse præsenteres indlæg fra systemansvaret, Elkraft System, og fra produktionsselskabet Energi E2.
92. Markedsafgrænsningen følger en norsk afgørelse (se Konkurransetilsynets sag ”Vedtak om inngrep mot Statkraft Holding AS’ erverv af 45,525 prosent av aksjerne i Agder Energi AS”, V2002-2, 21. marts 2002). Den nordiske praksis i forbindelse med konkurrencesager inden for elmarkedet afviger fra Kommissionens praksis. Dette skyldes, at det nordiske marked er på et andet udviklingsstade end de kontinentaleuropæiske elmarkeder. Men markedsafgrænsningen i Norden er altså ikke fastslået af Kommissionen.
3.1 – Produktmarkedet
93. Det er Konkurrencestyrelsens vurdering, at det relevante produktmarked er et timemarked, således at det relevante produkt er elektricitet leveret i en bestemt time. Da el ikke kan lagres, skal udbud og efterspørgsel balancere time for time. Dette betyder, at der sættes en pris i hver enkelt time, som sikrer ligevægt mellem udbud og efterspørgsel. (Timen som mindste tidsenhed er en norm. Ubalancer inden for timen håndteres af systemansvaret.)
94. I 2000 gik 20 pct. af al elhandel i Norden gennem Nord Pool og var direkte timebaseret. Som allerede nævnt er Nord Pools andel steget til over 30 pct. i 2001. Den resterende del handles via bilaterale aftaler. Disse aftaler tager – givet produktets karakteristika – udgangspunkt i timeprisen (eller forventningen til denne).
95. En bilateral aftale kan ses som et miks af to typer kontrakter: En spotkontrakt og en finansiel kontrakt (terminskontrakt). Spotkontrakten dækker den fysiske levering af elektricitet, mens terminskontrakten afdækker risiko, således at en fast pris opnås.
96. Det finansielle marked er forskelligt fra det fysiske spotmarked. Groft sagt handles der risiko på det finansielle marked, mens der på det fysiske marked handles elektricitet (for uddybelse se Copenhagen Economics 2002b). Konkurrencestyrelsen finder ingen anledning til i den konkrete sag at inddrage det finansielle marked i det relevante produktmarked.
97. Da el vanskeligt kan substitueres med andre energikilder, omfatter det relevante produktmarked alene markedet for el og ikke f.eks. markedet for olie eller gas.
Indlæg Vestdanmark
98. I forbindelse med afgrænsningen af det relevante produktmarked er der fremkommet en række indlæg. Elsam har fremført, at det relevante produktmarked ikke er timebaseret. Elsam argumenterer, at kun ca. 20 pct. af såvel den fysiske som finansielle elhandel inden for Nord Pools markedsområde handles via Nord Pool. Således foretages ca. 80 pct. af al elhandel via bilaterale kontrakter uden for Nord Pool regi.
99. ”Elsam kan ikke tilslutte sig denne meget snævre markedsdefinition, der i øvrigt synes at være i strid med Europa Kommissionens [...] markedsdefinition i lignende sager.”
100. Med henvisning til Europa-Kommissionens (herefter KOM) meddelelse fra 1997 om afgrænsningen af det relevante marked i forbindelse med Fællesskabets konkurrenceret, bemærker Elsam videre,
101. ”... at der ved det relevante produktmarked forstås markedet for alle de produkter, som forbrugeren - hvilket i denne sammenhæng vil sige køberne på engroselmarkedet - anser for indbyrdes substituerbare på grund af deres egenskaber, pris og anvendelsesformål. Produktets egenskaber og karakteristika ændrer sig ikke, om produktet leveres den ene eller den anden time. De tidsmæssige forhold betyder som på andre markeder, at der kan opstå knaphedssituationer i relation til produktet, men har i øvrigt ikke noget at gøre med definitionen af det relevante produktmarked. Dette viser sig også derved, at de typiske produkter på engroselmarkedet ikke er timeprodukter, men f.eks. peak- (hverdage kl. 08.00-20.00) eller base-kontrakter (alle timer, alle dage). Tidsmæssigt kan disse produkter strække sig fra at omfatte en enkelt dag til at have en varighed på op til eksempelvis et helt år.”
102. Elektricitet leveret i én time er efter Konkurrencestyrelsens opfattelse ikke substituerbar med elektricitet leveret i en anden time. Netop produktet ”elektricitets” egenskaber gør, at produktet ikke kan lagres, og således at produktion og forbrug sker i samme moment. Derfor har de tidsmæssige forhold en fundamental og anderledes betydning på elmarkedet i forhold til andre markeder og har derfor stor og afgørende relevans for afgrænsningen af det relevante marked.
103. Den systemansvarlige virksomhed i Vestdanmark, Eltra, fremhæver ”at karakteren af forbrugernes efterspørgsel bærer stærk vidnesbyrd om, at el leveret fysisk i én bestemt time udgør ét produkt.” Produktet fysisk el leveret en specificeret time og dato er ikke substituerbar med el leveret f.eks. i timer efter. Eltra konkluderer, at det relevante produktmarked er ”time for time”-markedet, mens vurderinger af gennemsnitlige forhold hen over længere perioder som f.eks. døgn er irrelevante og hyppigst ligefrem vildledende.
Indlæg Østdanmark
104. På basis af en rapport fra Copenhagen Economics konkluderer Konkurrencestyrelsen, at samhandelen med Tyskland ikke er relevant for det østdanske elmarked. Denne konklusion er baseret på en analyse af korrelationskoefficienter mellem østdanske, tyske og svenske priser.
105. Dette strider mod det faktum, at der dagligt er en betydelig udveksling mellem Tyskland og Østdanmark, der foretages med det ene formål at skabe en arbitragegevinst på forventede forskelle i elpris mellem Østdanmark og Tyskland.
106. Det er Energi E2’s opfattelse, at grunden til at Copenhagen Economics kommer til konklusionen om usammenhængende markeder er, at korrelationskoefficienter ikke kan anvendes til analyse af sammenhæng mellem det østdanske og det tyske elmarked, da man ignorerer de kapacitetsbegrænsninger, der findes på KONTEK-forbindelsen.
107. Energi E2 har foreslået, at der indføres Market Splitting på Kontek-forbindelsen. Derved vil markedsfunktionen i Østdanmark forbedres og man vil kunne eliminere det samfundsøkonomiske tab forbundet med at elektricitet ”løber den gale vej” på grund af aktørernes forventningsfejl.
108. Energi E2 er uenig i Styrelsens afgrænsning af det relevante produktmarked:
109. ”Engrosmarkedet for handel med el er et såkaldt ”day ahead”-marked, idet bud vedrørende salg af el over den nordiske elbørs Nord Pool skal indgives inden kl. 12.00 for så vidt angår el solgt i det følgende døgn. På tidspunktet for afgivelse af bud har sælger kun begrænset kendskab til markedsforholdene i en konkret time i det følgende døgn, og allerede derfor kan tidspunktet for afgivelse af bud ikke løsrives fra den faktiske (efterfølgende) time, buddet vedrører.”
110. Konkurrencestyrelsen anerkender, at en sælger af engrosel med tilstrækkeligt høj sikkerhed skal kunne forudsige markedsforholdene i en bestemt time i det følgende døgn. Men det er også styrelsens vurdering, at Energi E2 mulighed for dette. Energi E2 kender sine egne produktionsplaner og kapaciteten på udlandsforbindelserne før budgivning. Samtidig kan der udarbejdes relativt sikre prognoser for efterspørgsel og prioriteret produktion (især da DK2 har en lille andel vindproduktion).
111. Det helt afgørende argument for at opdele produktmarkedet på timebasis er, at elektricitet skal leveres i det moment, den skal forbruges. Dvs. elektricitet leveret i én time kan ikke forbruges i timen efter. Der er således ingen temporal substitution – elektricitet kan ikke købes i ”billige” timer og forbruges/sælges videre i ”dyre” timer.
3.2 – Det geografiske marked – Vestdanmark
112. I forbindelse med afgrænsning af det relevante geografiske marked undersøges det, hvorvidt hhv. det vest- og det østdanske elmarked kan siges at være markedsmæssigt integreret med omkringliggende områder. Analyserne foretages som udgangspunkt ved at undersøge, om en aktør i ét geografisk område kan handle uafhængigt af agenter i andre områder. Er dette tilfældet kan de to områder ikke tilhøre det samme geografiske marked.
113. Det er Konkurrencestyrelsens vurdering, at det geografiske marked for produktion og handel med engrosel begrænser sig til Vestdanmark, når kapacitetsbegrænsningen på de nordiske transmissionsforbindelser bliver bindende i retning mod Vestdanmark. I perioder uden kapacitetsproblemer er Vestdanmark en del af et større nordisk marked. Uanset status på de nordiske forbindelser er det vestdanske marked ikke integreret med det tyske.
Analysen
114. Det relevante geografiske marked kan afgrænses ved hjælp af en såkaldt SSNIP-analyse6. Udgangspunktet i en sådan analyse er at undersøge, i hvilket omfang det er muligt for producenter i f.eks. Vestdanmark at hæve deres priser, uden at konkurrenter overtager dele af markedet – dvs. uden at der sker efterspørgselssubstitution. Med andre ord undersøges det, hvorvidt én aktør på et marked kan agere uafhængigt af andre. Hvis dette er tilfældet, konkluderes det, at aktørerne ikke befinder sig på samme marked.
115. Analysen tager her udgangspunkt i såkaldte partielle korrelations-koefficienter7 mellem priser i forskellige områder. Analysen er foretaget udfra den betragtning, at Vestdanmark og hhv. Norge og Sverige pr. definition – via Nord Pool – udgør et fælles marked, når der ikke opstår flaskehalse mellem områderne. I tilfælde af flaskehalse opdeles områderne – af Nord Pool – i forskellige prisområder med en højere pris i området med mangel på og en lavere pris i området med overskud af elektricitet.
116. I disse timer med flaskehalse er regionerne ikke længere pr. definition en del af det samme geografiske marked. Det er i disse tilfælde relevant at undersøge, dels om de omkringliggende nordiske regioner byder på konkurrence i det vestdanske marked, og dels om det vestdanske marked i disse tilfælde ”vender sig mod” det tyske marked.
117. Det analyseres, hvorvidt det vestdanske marked kan siges at være en del af det norske, svenske eller tyske marked i de timer, hvor Vestdanmark er et højprisområde i Nord Pool – dvs. i timer, hvor den indgående kapacitetsbegrænsning på begge nordiske udlandsforbindelser er bindende. I tabel 3 er priskorrelationen mellem Vestdanmark og hhv. Sverige, Norge og Tyskland i 2000 og 2001 vist.
Tabel 3 – Partiel priskorrelation Vestdanmark 2000 og 2001
2000 | 2001 | |||
|---|---|---|---|---|
Åben | Lukket | Åben | Lukket | |
VestDK-Sverige | * | 0,34 | * | 0,15 |
VestDK-Norge Syd | * | 0,22 | * | 0,21 |
VestDK-Tyskland 1 | 0,24 | 0,28 | 0,17 | 0,28 |
VestDK-Tyskland 2 | # | # | 0,15 | 0,15 |
Kilde: Nord Pool og LPX og egne beregninger.
Anm.: ”Åben” betyder i række 5, at der ikke er indgående flaskehalse på mindst én af de nordiske forbindelser. ”Lukket” betyder i række 5, at der er indgående flaskehalse på begge nordiske forbindelser.
Anm.: VestDK-Tyskland 2 er korrelationen mellem den vestdanske pris og den tyske pris tillagt auktionsprisen på transmissionskapacitet på forbindelsen fra Tyskland.
* Priskorrelationen er i disse tilfælde definitorisk lig 1.
# Dagsauktioner blev først indført 25. september 2000.
118. Korrelationskoefficienterne mellem den vestdanske pris og prisen i de to nordiske områder er beregnet for tilfælde, hvor forbindelsen mellem områderne er kapacitetsbegrænset i retning mod Vestdanmark. I de tilfælde, hvor forbindelserne er åbne, er priserne pr. definition perfekt korreleret. Korrelationskoefficienten mellem den vestdanske og tyske pris er beregnet for de tilfælde, hvor de to nordiske forbindelser er åbne og lukkede i retning Vestdanmark. Derudover er der for 2001 beregnet korrelation mellem den vestdanske pris og den tyske pris tillagt auktionsprisen på transmissionsforbindelsen fra Tyskland i den pågældende time. Som udtryk for den tyske pris anvendes spotprisen på Leipzigbørsen (nu EEX).
119. Korrelationskoefficienterne viser nogle klare sammenhænge. Korrelationen mellem de vestdanske og hhv. norske og svenske priser er relativt lille, når kapacitetsbegrænsningen på forbindelsen mellem områderne er bindende.8
120. Korrelationskoefficienterne for Tyskland viser, at korrelationen mellem de vestdanske og tyske priser er relativt lav – uanset status på de nordiske forbindelser. Der er dog en svag tendens til, at det vestdanske marked vender sig mod det tyske, når de nordiske forbindelser lukker til.
121. Korrelationsanalysen indikerer, at Tyskland under ingen omstændigheder bør henregnes til det relevante marked. Der er imidlertid et forhold, som kan ændre dette. En del af kapaciteten på transmissionsforbindelsen fra Tyskland blev i en del af perioden (fra 25. september 2000) allokeret via daglige auktioner. Her sættes en pris for transmissionskapacitet for hver time i døgnet. Denne pris, som er en transportomkostning ved at bringe elektricitet til Vestdanmark, bør inddrages i korrelationsanalysen.
122. Konkurrencestyrelsen har yderligere gennemført en partiel korrelationsanalyse for 2001 mellem den vestdanske pris og den tyske pris tillagt auktionsprisen i den pågældende time, jf. tabel 3. Hvis de to markeder er en del af det samme geografiske marked, bør en relativt høj vestdansk pris i forhold til den tyske pris i et eller andet omfang blive udlignet af en høj auktionspris på transmissionskapacitet i retning mod Vestdanmark.
123. Korrelationsanalysen, som inddrager prisen på transmissionskapacitet på forbindelsen fra Tyskland, underbygger ikke en påstand om, at Tyskland bør henregnes til det relevante geografiske marked.
124. Sammenfattende viser analyserne, at Vestdanmark ikke er en del af det samme marked som Norge og Sverige, når kapacitetsbegrænsningen på de nordiske forbindelser bliver bindende i sydgående retning. Uanset status på forbindelserne nordfra er Tyskland ikke en del af det samme marked som Vestdanmark.
Indlæg Vestdanmark
125. Elsam har gjort gældende, at eftersom importen og eksporten til og fra Vestdanmark i 1. og 2. halvår af 1999 og 1. halvår af 2000 var relativt stor, kan dette tages som et udtryk for, at Vestdanmark og de omkringliggende områder må betragtes som ét sammenhængende marked.
126. Elsam skriver videre, at ”flaskehalse kan opstå, men overordnet set er adgangen til markedet ganske god og afgørelsen af, om import eller eksport finder sted, vil normalt blive truffet udfra kommercielle overvejelser.”
127. Elsam beregner ligeledes simple korrelationskoefficienter mellem priserne i Vestdanmark og Sverige og konkluderer, at en korrelation på 0,85 mellem timeprisen i de to regioner taler for, at markederne hænger sammen.
128. På baggrund af ovenstående vurderer Elsam, at der mest sandsynligt vil kunne defineres et samlet geografisk marked for køb og salg af fysisk el, der udgør Vestdanmark, Norge, Sverige og Tyskland.
129. Konkurrencestyrelsen anerkender, at handelsstrømme i EU-praksis generelt anvendes til at undersøge, om to markeder er en del af det samme relevante marked. Konkurrencestyrelsen er imidlertid af den opfattelse, at anvendelse af handelsstrømme kan give et misvisende billede af det relevante geografiske marked, når den udvekslede vare er elektricitet.
130. Det faktum, at elektricitet ikke kan lagres, gør, at en handelsstrømsanalyse mister sin relevans. I en given time kan lagret import ikke skabe konkurrencepres. Samtidig bevirker prisdannelsen på de danske markeder, at import altid er inframarginal – dvs. ikke prisbestemmende – i tilfælde af flaskehals på transmissionsforbindelserne. En transmissionsforbindelse med flaskehals ind i prisområdet svarer til et kapacitetsbegrænset værk i prisområdet. Som bekendt sættes prisen af ikke-kapacitetsbegrænsede værker. Derfor er mængden af import og eksport ikke i sig selv nok til at begrunde sammenhængende markeder, når den handlede vare er elektricitet.
131. Den systemansvarlige i Vestdanmark, Eltra, anfægter Elsams definition af det relevante geografiske marked. For det første, da kapacitetsbegrænsninger på udlandsforbindelserne nordfra indebærer, at der kan være timer, hvor det skandinaviske marked ikke byder på priskonkurrence i Vestdanmark. For det andet, fordi den manglende konkurrence nordfra ikke har ført til øget konkurrence sydfra ind over den danske grænse.
132. Når timer med meget høje priser i Vestdanmark isoleret set kan opstå, så må det opfattes som et tegn på, at der ganske klart kan skelnes mellem et dansk og et tysk marked. Dette skyldes primært, at konkurrencevilkårene i de to regioner hidtil har været meget forskellige. Der er således ikke grundlag for at henregne Tyskland til ”det relevante geografiske marked”, konkluderer Eltra.
133. ”Markedsaktørerne syd for den dansk-tyske grænse kan som hovedregel ikke komme gennem det tyske net og frem til den dansk-tyske grænse med kort varsel. En dynamik på timebasis og i real time – svarende til forholdet inden for den nordiske markedsmodel – har ikke materialiseret sig i det aktuelle udviklingsstade for den tyske markedsplads”, vurderer Eltra i april 2000.
3.3 – Det geografiske marked – Østdanmark
134. I en analyse af det østdanske elmarked, udarbejdet af konsulentfirmaet Copenhagen Economics (CE) på foranledning af Elkraft System, afgrænses det relevante geografiske marked ligeledes ved hjælp af en SSNIP-analyse – og bygger således på samme metodik anvendt i afsnit 3.2.
135. Det er Konkurrencestyrelsens vurdering, at det geografiske marked for produktion og handel med engrosel begrænser sig til Østdanmark, når kapacitetsbegrænsningen på transmissionsforbindelsen fra Sverige bliver bindende i retning mod Østdanmark. I perioder uden kapacitetsproblemer er Østdanmark en del af et større nordisk marked. Uanset status på forbindelsen til Sverige er det østdanske marked ikke integreret med det tyske.
Analysen
136. I tabel 4 er den partielle priskorrelation mellem Østdanmark og hhv. Sverige og Tyskland vist i tilfælde med kapacitetsbegrænsninger på Øresundsforbindelsen i retning mod Danmark. Korrelationen er beregnet på timebasis. Som udtryk for den tyske pris anvendes spotprisen på Leipzigbørsen (nu EEX).
Tabel 4 – Partiel priskorrelation Østdanmark okt. 2000 – dec.2001
Okt. 2000 – dec. 2001 | Øresund åben | Øresund lukket |
|---|---|---|
ØstDK-Sverige | * | 0,55 |
ØstDK-Tyskland | 0,17 | 0,34 |
Kilde: Copenhagen Economics (2002a).
* Priskorrelationen er i dette tilfælde definitorisk lig 1.
137. Korrelationen med såvel Sverige, når Øresundsforbindelsen er lukket, og Tyskland er lav. Dette får CE til at konkludere, at Sverige og Østdanmark sandsynligvis ikke er en del af samme marked, når der er flaskehalse på Øresundsforbindelsen. Med afsæt i de lave korrelations-koefficienter mellem de østdanske og tyske priser konkluderes det, at det er overvejende sandsynligt, at Tyskland og Østdanmark ikke er en del af det samme marked.9
138. Det er sammenfattende Konkurrencestyrelsens vurdering, at de lave korrelationskoefficienter mellem østdanske og tyske priser skyldes, at institutionelle forhold på det tyske marked og på Kontekforbindelsen reelt betyder, at det tyske elmarked kun i begrænset omfang byder på priskonkurrence på det østdanske marked for engrosel.
139. Analyserne viser, at Østdanmark ikke er en del af det samme marked som Sverige, når Øresundsforbindelsen lukker til i retning mod Danmark. Uanset status på Øresund viser analyserne, at Tyskland ikke er en del af det samme marked som Østdanmark.
Indlæg Østdanmark
140. På basis af en rapport fra Copenhagen Economics konkluderer Konkurrencestyrelsen, at samhandelen med Tyskland ikke er relevant for det østdanske elmarked. Denne konklusion er baseret på en analyse af korrelationskoefficienter mellem østdanske, tyske og svenske priser.
141. Dette strider mod det faktum, at der dagligt er en betydelig udveksling mellem Tyskland og Østdanmark, der foretages med det ene formål at skabe en arbitragegevinst på forventede forskelle i elpris mellem Østdanmark og Tyskland.
142. Det er Energi E2’s opfattelse, at grunden til at Copenhagen Economics kommer til konklusionen om usammenhængende markeder er, at korrelationskoefficienter ikke kan anvendes til analyse af sammenhæng mellem det østdanske og det tyske elmarked, da man ignorerer de kapacitetsbegrænsninger, der findes på KONTEK-forbindelsen.
143. Energi E2 har foreslået at forbedre markedsfunktionen i Østdanmark blandt andet ved at foreslå etablering af nyt Nord Pool prisområde i Sydsverige og indførelse af Market Splitting på Kontek-forbindelsen. Elkraft System har foreløbigt valgt ikke at følge sidstnævnte forslag.
144. Konkurrencestyrelsen er uenig i Energi E2’s konklusion mht., at den lave korrelation mellem de østdanske og svenske priser i tilfælde af flaskehals på Øresundsforbindelsen er en naturlig følge af Nord Pools funktionsmåde. Det er indbygget i systemet, at det importerende område bliver et højprisområde. Men dette tilsiger ikke, at korrelationen automatisk burde falde så markant, som det er tilfældet. Hvis områderne var en del af det samme marked, ville arbitragemuligheder bestemme prisforskellen, der i teorien vil blive bestemt af arbitrageomkostningerne. Priserne burde således stadig samvariere – nu blot med en niveauforskel forårsaget af arbitrageomkostningerne.
145. Konkurrencestyrelsen anerkender, at der foregår handel på Kontek, og at der transporteres elektricitet på kablet. Men dette er ikke ensbetydende med, at kablet binder Østdanmark og Tyskland sammen til ét relevant marked.
146. For at to markeder skal kunne siges at være en del af det samme relevante marked, skal det ikke være muligt for en agent på det ene marked at handle uafhængigt af agenter på det andet marked. Dette er ikke tilfældet i den konkrete sag.
3.4 – Udbudssubstitution
147. En afgrænsning af det relevante marked indeholder (udover en analyse af mulighederne for efterspørgselssubstitution) også en analyse af mulighederne for udbudssubstitution. Med udbudssubstitution menes andre virksomheders mulighed for, som reaktion på små, varige ændringer i de relative priser på kort sigt, at kunne omstille produktionen til de relevante produkter og markedsføre dem på kort sigt, uden at det medfører betydelige ekstraomkostninger eller risici (jf. Levinsen 2001).
148. Da elproduktion er en kompliceret og specialiseret proces med store investeringer i et individualiseret kapitalapparat, er det tvivlsomt, om der på kort sigt vil være virksomheder, der er villige/i stand til at omstille produktionen til elproduktion. Det er som følge heraf Konkurrencestyrelsens opfattelse, at påvirkningen på konkurrenceintensiteten gennem udbudssubstitution i det nuværende marked er begrænset.
149. Elproduktionen på decentrale kraftvarmeværker styres i dag af faste tidsdifferentierede tariffer, som er udformet således, at elproduktion i spidslast, højlast og lavlast afregnes med henholdsvis meget høj, høj og lav pris. Dvs. kraftvarmeværkerne har et incitament til at søge at placere en så stor del af deres elproduktion i perioder hvor (den faste) betaling er høj. Hvis de f.eks. en dag skal køre 5 timer for at dække døgnets varmebehov, så placeres disse 5 times produktion i spidslasttimerne. Men de producerer ikke herudover.
150. En udskiftning af de faste tariffer med en fuldt variable elpris vil gøre de decentrale kraftvarmeværkers produktion mere dynamisk og kunne åbne op for udbudssubstitution. Det er imidlertid uklart, hvor stor effekten på markedet vil være.
151. Teknisk kan dette f.eks. lade sig gøre ved at anvende såkaldte varmeakkumulatorer, som kan lagre varme. Derved bliver elproduktionen ikke blot en residual til varmeproduktionen.
152. En del af de decentrale værker har endvidere mulighed for at variere det faste forhold mellem el- og varmeproduktionen (i praksis øge elproduktionen ved en given varmeproduktion eller, i teorien, producere el og smide varmen væk), men specielt afgiftsforhold osv. gør, at denne mulighed i dag ikke udnyttes.
153. Da de decentrale kraftvarmeværkers andel af den installerede effekt er betydelig både øst (12 pct.) og vest (22 pct.) for Storebælt, er der et potentiale for en forøgelse af konkurrenceintensiteten gennem udbudssubstitution på det danske marked for engrosel. Elsams og Energi E2’s markedsandele vil dog fortsat være betydelige.
Partsindlæg ang. praksis - Elsam
154. Elsam bemærker, at KOM i de senere år har behandlet et større antal fusionssager, og at KOM ikke i noget tilfælde ses ”at have defineret et såkaldt timemarked i relation til engroselmarkedet.”
155. Elsam henviser til to afgørelser fra KOM. I ingen af disse sager har KOM afgrænset produktmarkedet temporalt til et timemarked.
156. Det er Konkurrencestyrelsens vurdering, at det på baggrund af praksis vist i de to konkrete sager ikke kan gøres gældende, at det relevante marked ikke kan afgrænses temporalt. Styrelsen anerkender, at der ikke findes afgørelser fra KOM, hvor produktmarkedet er afgrænset temporalt. Men det skyldes, at de i udkastet til rådsafgørelse behandlede problemstillinger er en del af et relativt udviklet marked, hvorfor det er naturligt, at der ikke er eksempler på anvendelsen af et temporalt afgrænset produktmarked i EU-praksis på området. Der er imidlertid en nordisk konkurrenceretspraksis for inddragelse af et temporært element i afgrænsningen af det relevante marked i forbindelse med sager omhandlende markedet for elektricitet (se nedenfor).
157. At KOM i de af Elsam nævnte sager10 ikke anvender et temporalt afgrænset produktmarked skyldes, at det ikke er nødvendigt.
158. I den første sag skriver KOM ”However, for the purpose of this decision, as no competition concern arise in the smallest of the potential geographic markets, England and Wales, the definition of the relevant geographic market can be left open.” Dvs. uanset om det relevante marked skifter mellem to geografiske markeder over tid, vil det efter KOM’s vurdering ikke have nogen betydning i den konkrete sag.
159. I den anden sag betyder det næsten isolerede spanske marked for engrosel, at parternes status på det spanske marked ikke ændres over tid – der er aldrig importkonkurrence.
160. Omstændighederne omkring det østdanske (og det vestdanske) marked gør imidlertid, at det er relevant at se på betydningen af transmissionsforbindelserne. Disse har en betydelig men begrænset kapacitet, som i visse tilfælde/timer bliver bindende – og en flaskehals opstår. I disse tilfælde er det relevant at undersøge, om det geografiske marked påvirkes. Derfor er det Konkurrencestyrelsens vurdering, at et temporalt afgrænset produktmarked er analytisk korrekt i den konkrete sag.
161. Den norske konkurrencemyndighed, Konkurransetilsynet, deler Konkurrencestyrelsens vurdering af, at det relevante geografiske marked for elektricitet solgt en gros kan variere fra time til time. I en fusionssag11 bemærker Konkurransetilsynet i forbindelse med den geografiske markedsafgrænsning:
”På grunn av de fysiske kapasitetsbegrensningene i overføringsnettet (flaskehalser) kan kraftmarkedets struktur variere fra time til time, på døgn-, uke-, og sesongbasis i årets 8760 timer. Kapasitetsbegrensninger mellom ulike, geografiske områder kan skape til dels store forskjeller mellom prisene som klarerer de ulike markedene. Konkurransetilsynet finner det derfor riktig å analysere det relevante markedet med og uten flaskehalser.”
162. Konkurransetilsynet konkluderer på denne baggrund, at det relevante geografiske marked i tilfælde af flaskehalse på forbindelserne skal afgrænses til Nord Pool prisområdet (Sydnorge). I tilfælde uden flaskehalse skal det relevante geografiske marked afgrænses til Norden.
Partsindlæg ang. praksis - Energi E2
163. Energi E2 henviser til to afgørelser fra EU-kommissionen (herefter KOM). I ingen af disse sager har KOM afgrænset produktmarkedet temporalt til et timemarked.
164. Det er Konkurrencestyrelsens vurdering, at det på baggrund af praksis vist i de to konkrete sager ikke kan gøres gældende, at det relevante marked ikke kan afgrænses temporalt. Styrelsen anerkender, at der ikke findes afgørelser fra KOM, hvor produktmarkedet er afgrænset temporalt. Men det skyldes, at de i udkastet til rådsafgørelse behandlede problemstillinger er en del af et relativt udviklet marked, hvorfor det er naturligt, at der ikke er eksempler på anvendelsen af et temporalt afgrænset produktmarked i praksis på området. Der er imidlertid en nordisk konkurrenceretspraksis for inddragelse af et temporært element i afgrænsningen af det relevante marked i forbindelse med sager omhandlende markedet for elektricitet (se nedenfor).
165. At KOM i de af Energi E2 nævnte sager12 ikke anvender et temporalt afgrænset produktmarked skyldes, at det ikke er nødvendigt.
166. I den første sag skriver KOM ”However, for the purpose of this decision, as no competition concern arise in the smallest of the potential geographic markets, England and Wales, the definition of the relevant geographic market can be left open.” Dvs. uanset om det relevante marked skifter mellem to geografiske markeder over tid, vil det efter KOM’s vurdering ikke have nogen betydning i den konkrete sag.
167. I den anden sag betyder det næsten isolerede spanske marked for engrosel, at parternes status på det spanske marked ikke ændres over tid – der er aldrig importkonkurrence.
168. Omstændighederne omkring det østdanske (og det vestdanske) marked gør imidlertid, at det er relevant at se på betydningen af transmissionsforbindelserne. Disse har en betydelig men begrænset kapacitet, som i visse tilfælde/timer bliver bindende – og en flaskehals opstår. I disse tilfælde er det relevant at undersøge, om det geografiske marked påvirkes. Derfor er det Konkurrencestyrelsens vurdering, at et temporalt afgrænset produktmarked er analytisk korrekt i den konkrete sag.
169. Den norske konkurrencemyndighed, Konkurransetilsynet, deler Konkurrencestyrelsens vurdering af, at det relevante geografiske marked for elektricitet solgt en gros kan variere fra time til time. I en fusionssag13 bemærker Konkurransetilsynet i forbindelse med den geografiske markedsafgrænsning:
”På grunn av de fysiske kapasitetsbegrensningene i overføringsnettet (flaskehalser) kan kraftmarkedets struktur variere fra time til time, på døgn-, uke-, og sesongbasis i årets 8760 timer. Kapasitetsbegrensninger mellom ulike, geografiske områder kan skape til dels store forskjeller mellom prisene som klarerer de ulike markedene. Konkurransetilsynet finner det derfor riktig å analysere det relevante markedet med og uten flaskehalser.”
170. Konkurransetilsynet konkluderer på denne baggrund, at det relevante geografiske marked i tilfælde af flaskehalse på forbindelserne skal afgrænses til Nord Pool prisområdet (Sydnorge). I tilfælde uden flaskehalse skal det relevante geografiske marked afgrænses til Norden.
3.5 – Konklusion – Det relevante marked
171. Det vestdanske og det østdanske engroselmarked karakteriseres i vidt omfang af samme strukturelle forhold. Kapaciteten på udlandsforbindelserne er en knap faktor, og i givne timer bliver kapacitetsbegrænsningen bindende, og der opstår flaskehalse.
172. En time med flaskehals på udlandsforbindelserne mellem de danske og de øvrige nordiske områder er i både Øst- og Vestdanmark karakteriseret ved en relativt høj efterspørgsel og en relativt lille prioriteret produktion. Flaskehalse opstår hyppigst midt på dagen, hvor efterspørgslen er stor. Dette er en naturlig følge af, at en flaskehals opstår, når ubalancen mellem produktion og efterspørgsel overstiger kapaciteten på udlandsforbindelsen.
173. Det er Konkurrencestyrelsens vurdering, at det relevante produktmarked er et timemarked. Da el ikke kan lagres, skal udbud og efterspørgsel balancere i hver eneste time. Balancen skabes på markedet ved at sætte en pris i hver time, der skaber ligevægt mellem udbud og efterspørgsel. Også hvis handelen foregår via bilaterale kontrakter.
174. Det er Konkurrencestyrelsens vurdering, at der i begge regioner – i forbindelse med afgrænsningen af det relevante geografiske marked – bør skelnes mellem tidspunkter med fri passage på udlandsforbindelserne og tidspunkter, hvor kapacitetsbegrænsningen er bindende. Således vil en beregning af korrelationskoefficienter mellem vestdanske og svenske en groselpriser beregnet på basis af alle timer dække over en vægtet sum af en korrelationskoefficient meget tæt på 1, når der ikke er flaskehals på forbindelsen mellem områderne, og en væsentligt lavere korrelationskoefficient, når forbindelsen er lukket. En sådan gennemsnitsbetragtning giver ikke et retvisende billede af markedsintegrationen.
175. Som naturlig følge heraf deler Konkurrencestyrelsen ikke Elsams opfattelse af, at adgangen til det vestdanske marked i 2000 var ganske god. I 2000 var den indgående kapacitetsbegrænsning bindende på både Skagerrak- og KontiSkanforbindelsen i 34 pct. af timerne.
176. På baggrund af ovenstående vurderes det, at der i Vestdanmark kan afgrænses markeder alt efter, om der er ledig kapacitet på udlandsforbindelserne. Hvis KontiSkanforbindelsen er åben, er Vestdanmark en del af et vestdansk/svensk marked. Hvis Skagerrakforbindelsen er åben, er Vestdanmark en del af et vestdansk/norsk marked. Hvis begge er åbne, er Vestdanmark en del af et vestdansk/svensk/norsk marked. Hvis begge er lukkede udgør Vestdanmark sit eget afgrænsede geografiske marked. Tyskland er under alle omstændigheder ikke en del af det samme geografiske marked som Vestdanmark.
177. For Østdanmarks vedkommende kan der afgrænses to relevante geografiske markeder, alt efter om Øresundsforbindelsen er åben eller lukket. Hvis den er åben, er Østdanmark en del af et samlet østdansk/svensk marked. Hvis den er lukket udgør Østdanmark alene det relevante marked. Tyskland er under alle omstændigheder ikke en del af det samme geografiske marked som Østdanmark.
178. At Tyskland både for Vest- og Østdanmarks vedkommende ikke vurderes til at være en del af det relevante marked i 2000 og 2001, skyldes for det første den begrænsede handelskapacitet på udlandsforbindelserne, der reelt var/er til rådighed for spotmarkedet. Langtidskontrakter bandt i 2000 i vid udstrækning kapaciteten på de to forbindelser i perioden.
179. For det andet indebar/indebærer institutionelle forhold på det tyske marked samt allokeringsmekanismen for tildeling af transmissionskapacitet på forbindelserne mellem Danmark og Tyskland, at markedsaktørerne ikke med kort varsel kan reagere på prisforskydninger mellem de to markedspladser. F.eks. eksisterer der ikke i Tyskland et effektivt marked for reservekraft, hvorfor balancekraftafregning til de systemansvarlige fordyres. Dette bevirker, at dispositioner på spotmarkedet behæftes med større kommerciel risiko, hvilket holder aktører ude af markedet og reducerer likviditeten.
180. Afslutningsvist skal det nævnes, at ovenstående markedsafgrænsning bl.a. afspejler det faktum, at elefterspørgslens egenpriselasticitet (og krydspriselasticitet) er meget lav (tæt på nul) på kort og mellemlangt sigt (1-2 år). Det kan imidlertid ikke afvises, at efterspørgslens egenpriselasticitet på langt sigt (5-10 år) er væsentlig større. Dette påvirker ikke konklusionerne i denne analyse.
4 – Dominerende stilling
181. En undersøgelse af om en virksomhed indtager en dominerende stilling på et marked gøres ved for det første at vurdere markedsandele i de forskellige markedssituationer. For det andet ved at vurdere den potentielle konkurrences indflydelse på konkurrenceintensiteten (jf. Levinsen 2001).
4.1 – Markedsandele
182. Det er Konkurrencestyrelsens vurdering, at Elsam og Energi E2 i perioder opnår en betydelige markedsandel på hhv. det vestdanske og østdanske marked for engrosel, hvorved Elsam og Energi E2 i perioder opnår en dominerende stilling og markedsmagt.
183. Elsam og Energi E2 ejer hhv. 97 og 98 pct. af den kommercielle produktionskapacitet (centrale produktion) i deres respektive områder, jf. tabel 2.
184. Disse perioder med dominans opstår for Elsams vedkommende i timer, hvor kapacitetsbegrænsningerne på både Skagerrak- og KontiSkanforbindelsen er bindende i indadgående retning. I disse timer opstår der en residual efterspørgsel på det vestdanske marked, som ikke kan dækkes af import, og som dermed ikke kan udsættes for konkurrence. Denne residuale efterspørgsel har Elsam monopol på, eftersom Elsam er den eneste konkurrenceudsatte producent af el i det vestdanske område.
185. For Energi E2’s vedkommende opstår der perioder med dominans, når kapacitetsbegrænsningen på Øresundsforbindelsen er bindende i indadgående retning. I disse timer opstår der en residual efterspørgsel på det Østdanske marked, som ikke kan dækkes af import, og som dermed ikke kan udsættes for konkurrence. Denne residuale efterspørgsel har Energi E2 monopol på, eftersom Energi E2 er den eneste konkurrenceudsatte producent af el i det østdanske område.
186. I alle andre timer er Elsam og Energi E2 mindre aktører på det nordiske marked – og kan i den konkrete sag ikke indtage en dominerende stilling.
Indlæg Vestdanmark
187. Elsam er af den opfattelse, at eftersom det relevante marked mest sandsynligt må omfatte Vestdanmark, Norge, Sverige, Tyskland og muligvis Finland, kan Elsam ikke have en dominerende stilling. Hertil kommer, at det efter Elsams opfattelse er relevant at inddrage den prioriterede produktion i analysen af Elsams markedsstilling.
188. Den systemansvarlige virksomhed i Vestdanmark, Eltra, er som nævnt af den opfattelse, at det relevante marked i visse situationer begrænser sig til Vestdanmark. I disse tilfælde vurderes Elsam at have en dominerende position – grænsende til monopol – på det vestdanske marked for engrosel.
189. Klagerne anfører, at som følge af de faktiske adgangsbarrierer for import af el fra de omkringliggende lande, vil det give et forkert billede af markedsforholdene at medregne konkurrencen fra producenterne i de omkringliggende lande. Elsams markedsposition bevirker, at Elsam i realiteten er en uomgængelig handelspartner.
Indlæg Østdanmark
190. Eftersom Energi E2 ikke er enig i Konkurrecestyrelsens markedsafgrænsning, er Energi E2 heller ikke af den opfattelse, at selskabet på noget tidspunkt har en dominerende stilling på det østdanske engrosmarked for elektricitet.
4.3 – Potentiel konkurrence
191. En vurdering af, om en virksomhed indtager en dominerende stilling på et marked, tager ligeledes stilling til den potentielle konkurrencesituation. Dvs. en undersøgelse af, om der er virksomheder, som ikke aktuelt er til stede på det pågældende marked, men som på mellemlangt sigt kunne tænkes at etablere sig på markedet.
192. Det er Konkurrencestyrelsens vurdering, at påvirkningen af konkurrenceintensiteten på såvel det øst- som det vestdanske marked fra potentielle konkurrenter er yderst begrænset. I de tilfælde hvor adgangen til markederne er begrænset af den fysiske kapacitet på udlandsforbindelserne, er eneste mulighed for konkurrenter at etablere sig direkte på markedet. Givet det begrænsede danske marked, og de betydelige investeringer og omkostninger (finansielle og politiske) en sådan etablering forudsætter, er det Konkurrencestyrelsens vurdering, at den potentielle konkurrence reelt er ikke-eksisterende .
4.4 – Konklusion – Dominerende stilling
193. Mere end 70 pct. af den danske elproduktion sker på elværksejede værker. I den behandlede periode var størstedelen af elproduktionen – og hele den konkurrenceudsatte produktion – samlet i to selskaber: Elsam og Energi E2. Selskaberne ejer også størstedelen af den installerede effekt. Eftersom el ikke kan lagres, opnår selskaberne en væsentlig markedsandel på deres respektive markeder, når udlandsforbindelserne lukker til.
194. Det konkluderes, at såvel Elsam i vest som Energi E2 i øst i perioder i 2000 og 2001 har opnået en dominerende stilling på de relevante markeder. Elsam opnår en væsentlig markedsandel på det vestdanske marked, når både Skagerrak- og KontiSkanforbindelsen lukker til i sydgående retning. Energi E2 opnår væsentlig markedsandel på det østdanske marked, når Øresundsforbindelsen lukker til i vestlig retning. Begge virksomheder kan med mere eller mindre jævne mellemrum også i fremtiden forventes at opnå lignende markedspositioner på de respektive markeder.
195. Virksomhedernes markedsandele afhænger således af, om der er ledig kapacitet på udlandsforbindelserne. I tilfælde af, at kapacitetsbegrænsningen på udlandsforbindelserne bliver bindende, opnår både Elsam i Vestdanmark og Energi E2 i Østdanmark væsentlige markedsandele på de respektive markeder. Virksomhedernes position på det relevante marked kan således variere fra time til time.
5 – Tidsmæssig udstrækning
196. Elektricitet solgt i timer med og timer uden flaskehalse er – jf. markedsafgrænsningen – to forskellige produkter. På produktet ”el solgt i timer med flaskehalse” har hhv. Elsam og Energi E2 en væsentlig markedsandel på de respektive markeder.
197. I det vestdanske tilfælde har Elsam haft en væsentlig markedsandel i ca. 34 pct. af timerne i 2000 og 7 pct. af timerne i 2001. Den store forskel skyldes, at 2000 var et ”vådår”, hvilket førte til faldende omkostninger og øget produktion på vandkraftværkerne i Nordskandinavien. Dette medførte massiv import nordfra, hvorfor kapacitetsbegrænsningen ofte blev nået. 2001 var et mere ”normalt” år, selvom vandfyldningsgraden også i dette år var højere end normalt.
198. Selvom forbindelserne til hhv. Norge og Sverige nu er til rådighed for Nord Pool, kan der i fremtiden fortsat forventes et betydeligt antal timer, hvor Elsam opnår en væsentlig markedsandel på det vestdanske marked for engrosel. Dette skyldes for det første den begrænsede kapacitet på forbindelserne og for det andet den relativt dårlige integration mellem det vestdanske og tyske marked.
199. I Østdanmark havde Energi E2 ifølge analysen fra CE en væsentlig markedsandel i godt 5 pct. af alle timer i perioden oktober 2000 til december 2001. Dette fordeler sig på 7 pct. af timer i december til oktober 2000 og 5 pct. af timer i 2001.
200. Det kan forventes, at Energi E2 også i fremtiden i visse timer vil kunne opnå en væsentlig markedsandel på det østdanske marked for engrosel. Dette skyldes for det første den begrænsede kapacitet på Øresundsforbindelsen. For det andet, at den svenske systemansvarlige, Svenska Kraftnät, administrativt reducerer kapaciteten på forbindelsen i tilfælde af interne svenske flaskehalse. Og for det tredje den relativt dårlige markedsintegration mellem det østdanske og tyske marked.
201. Begge selskaber kan med relativt stor sikkerhed forudsige, hvornår flaskehalse opstår og dermed, hvornår en dominerende stilling opnås. Information om transmissionskapacitet på udlandsforbindelserne kan fås på de systemansvarliges og Nord Pools hjemmesider før budgivning på spotmarkedet. Dette gør det muligt for selskaberne at ændre adfærd i disse tilfælde.
202. På denne baggrund vurderer Konkurrencestyrelsen, at varighedskriteriet til opretholdelse af en dominerende stilling er opfyldt. Den dominerende stilling er varig nok til, at selskaberne kan reagere på den, hvilket er afgørende.
203. Elsam og Energi E2 er ikke enig i, at selskaberne på den nævnte måde skulle kunne forudsige og påvirke sin markedsposition, samt at dette skulle kunne føre til, at kravet til en eventuel dominerende stillings varighed er opfyldt.
6 – Misbrug af dominerende stilling
204. Når en virksomhed har eller opnår en dominerende stilling på et givent marked, er dette ikke i sig selv i uoverensstemmelse med Konkurrenceloven. Kun hvis en sådan position misbruges til f.eks. at sætte urimeligt høje priser, er det i strid med Konkurrencelovens § 11 stk. 1, jf. stk. 3, nr. 1 om misbrug af dominerede stilling.
205. Hvorvidt priser er fastsat urimelig højt, er vanskeligt at afgøre i praksis. Men der er tale om en udnyttende adfærd, hvis en virksomhed bruger sin markedsmagt til at hæve priserne over sine marginalomkostninger for derved at opnå supranormal profit14.
206. En virksomhed, der har en dominerende stilling, har efter EU-praksis en særlig forpligtelse til ikke ved sin adfærd at skade en effektiv og ufordrejet konkurrence15.
207. Misbrug af dominerende stilling kan forekomme i form af urimeligt høje priser, fastsat for at forøge den dominerende virksomheds omsætning eller fortjeneste. Efter EU-praksis kræves der bevis for, at der kan statueres urimeligt høje priser. Dette kan ske gennem en analyse af omkostningsstrukturen ved at sammenligne den pågældende vares salgspris med varens produktionspris og dermed fastlægge fortjenstmargenen. På dette grundlag kan det vurderes, om der består et urimeligt forhold mellem de faktiske afholdte omkostninger og den faktisk opkrævede pris.16
208. Udgangspunktet ved vurderingen af, om der foreligger urimeligt høje priser, er de priser, der ville kunne dannes på et marked med virksom konkurrence. Ved vurderingen af, om urimelige købs- eller salgspriser foreligger, skal det afgøres, om prisen eller avancen klart overstiger, hvad der såvel med hensyn til størrelse som varighed ville kunne opnås på et marked med virksom konkurrence.17
209. Som udtryk for virksomhedernes fortjenstmargin beregnes i den konkrete sag for det første indeks for den marginale avance (Lernerindeks) og for det andet den gennemsnitlige avance (dækningsbidrag).
210. Ved at studere disse i tilfælde med og uden kapacitetsproblemer på udlandsforbindelserne kan det analyseres, hvorvidt virksomhederne ændrer prisadfærd i de tilfælde, hvor de opnår en dominerende position, og om denne ændrede prisadfærd medfører urimeligt høje priser i strid med § 11 stk. 3, nr. 1.
211. Analysen fokuserer på de tilfælde, hvor hhv. Øst- og Vestdanmark er højprisområder i Norden, dvs. i de tilfælde hvor der er indgående flaskehalse på udlandsforbindelserne fra det øvrige Norden. Denne fremgangsmåde er i overensstemmelse med ”enkeltvarekalkulationsprincippet”, hvor avancen på forskellige produkter inden for en virksomhed beregnes hver for sig. Elektricitet solgt i timer med og timer uden flaskehals er – jf. markedsafgrænsningen – to forskellige produkter.
6.1 – Incitamenter til misbrug af dominerende stilling
212. Incitamenterne til at misbruge en dominerende stilling på et marked med begrænset importkapacitet afhænger af importkapacitetens størrelse, elasticiteten af udbud og efterspørgsel, og om der er tale om en situation med overefterspørgsel eller overudbud ved den gældende systempris.
213. Systemprisen er den pris, der sikrer ligevægt mellem forbrug og produktion, hvis kapacitetsbegrænsningerne mellem prisområderne ignoreres, og det i stedet antages, at hele det nordiske marked er integreret. Såfremt systemprisen ikke sikrer ligevægt mellem udbud og efterspørgsel i de enkelte prisområder, vil resultatet enten være overudbud eller overefterspørgsel.
214. En situation med overefterspørgsel i et prisområde kan illustreres ved at lægge handelskapaciteten til den indenlandske produktion som import. Dette er vist i figur 1(a) som en parallelforskydning af udbudskurven med netop handelskapacitetens størrelse. Hvis kapaciteten på forbindelsen mellem de to prisområder er tilstrækkeligt stor til at tilfredsstille den ekstra efterspørgsel, vil systempris og områdepris være identiske.
215. Hvis importkapaciteten ikke er tilstrækkelig, vil der opstå en flaskehals, hvorved det bliver det marginale bud i prisområdet, der afgør områdeprisen. Dette er situationen i figuren. På grænsen vil en virksomhed med dominerende stilling have et incitament til at forhøje sine bud for dermed at skabe en flaskehals og påvirke prisen i opadgående retning. Særligt da efterspørgslen efter elektricitet er meget uelastisk.
216. Dette kan ske direkte ved at ændre budstrategi og byde højere priser ind på Nord Pool, som væsentligt overstiger marginalomkostningerne. Eller det kan ske indirekte ved at tage produktionsenheder ud af drift og dermed bevist fordyre produktionen. Begge metoder kan være svære at identificere som misbrug.
217. Særligt hvis den dominerende virksomhed kan begrunde høje marginalomkostninger med nødvendig udtagningen af en produktionsenhed til periodisk eftersyn eller revision. Udtagning af en produktionsenhed er identisk med situationen, hvor en producent kan henvise til, at langsigtede aftaler resulterer i fysisk eksport af elektricitet, selvom værdisætningen af elektriciteten er størst på hjemmemarkedet.
218. Hvis produktionsenheder kunstigt tages ud af drift eller den produktive kapacitet bruges til eksport, når priserne indikerer, at man burde importere, medfører det i teorien et større velfærdsmæssigt tab, end hvis der blot bydes højere priser ind. Dette skyldes, at den dominerende virksomhed ikke agerer omkostningsminimerende. Ydermere betyder monopolprissætningen et forvridningstab. Da efterspørgslen efter elektricitet er forholdsvis uelastisk er dette dødvægtstab som følge af fejlallokering begrænset. Der vil derimod i en sådan situation fortsat være tale om en omfordeling af velfærd fra forbruger til producent.
Figur 1 – Prismekanisme på el-markedet
219. En situation med overudbud er illustreret i figur 1(b). I en situation med overudbud i et prisområde tillægges efterspørgslen handelskapaciteten som eksport. Igen vil områdepris og systempris være identiske, hvis kapaciteten er tilstrækkelig til at modsvare overudbuddet. Men hvis dette ikke er tilfældet reduceres områdeprisen til et niveau under systemprisen med faldende produktion til følge. Med uelastisk efterspørgsel vil ligevægtsprisen igen – alene – blive bestemt af det lokale udbud.
220. Til forskel fra før, betyder eksporten, at der eksisterer en øvre grænse for, hvor høj en pris, den dominerende virksomhed vil kunne forlange for sin produktion. Så snart eksportkapaciteten ikke længere er bindende, vil den fuldt elastiske eksportpris bestemme områdeprisen. Yderligere reduktion i produktionen vil alene reducere eksporten uden nogen påvirkning af områdeprisen.
221. På et marked uden import-/eksportbegrænsninger vil der ligeledes være incitament til at misbruge en dominerende stilling. Også selvom ingen virksomhed tilsyneladende har store markedsandele (målt ved andel af produktion eller installeret effekt). Den dominerende stilling opstår i kraft af, at en virksomhed kan påvirke markedsprisen, når den er marginal og dermed prissættende (se f.eks. OECD 2002).
6.2 – Indtjening i elproduktionen
222. De to danske elproducenter Elsam og Energi E2 samproducerer i overvejende grad elektricitet og varme vha. termisk produktionsteknologi. Samproduktionen sikrer en bedre udnyttelse af brændslet – hovedsageligt kul, olie og gas.
223. Den konkurrenceudsatte elektricitet produceres på de centrale kraftvarmeværker. Produktionen fra decentrale kraftvarmeværker og vindmøller har prioriteret adgang til nettet (den producerede mængde aftages altid uanset størrelse) og er ikke prisfølsom. Den konkurrenceudsatte elektricitet samproduceres ligeledes med varme.
224. Både Energi E2 og Elsam opnår betydelige indtæger fra varme (hhv. 38 og 20 pct. af selskabernes omsætning i 2001 stammede fra salg af varme). Denne indtægt er relativt risikofri, idet der (stort set) ikke er konkurrence på varmemarkedet.
225. Der udarbejdes ikke separate regnskaber for den centrale elproduktion, da denne ikke umiddelbart kan adskilles fra den centrale varmeproduktion. Det er især fordeling af afskrivninger og aflønning af kapitalapparatet – som jo producerer både el og varme – der er vanskelig.
226. I analysen er anvendt forskellige indtjeningsbegreber: Lernerindekset, dækningsbidrag, samlet indtjening og indtjening ved produktions af forskellige varer på samme kapitalapparat.
227. De to sidste begreber (samlet indtjening og indtjening ved produktion af forskellige varer på samme kapitalapparat) er klargjort for ovenfor. Lernerindekset og dækningsbidraget beskrives nærmere i den relevante sammenhæng.
228. Lernerindekset måler fortjenstmargenen på marginalen. Dvs. produktionsomkostningerne på det dyreste produktionsanlæg (som må forventes sidst at blive aktiveret) sammenlignes med markedsprisen. Lernerindekset i de to tilfælde – dominans og ikke-dominans – kan sammenlignes for at vurdere, om der sker en adfærdsændring.
229. Dækningsbidraget beregnes som den gennemsnitlige fortjenstmargin – dvs. pris fratrukket de gennemsnitlige variable omkostninger. Dækningsbidraget skal dække de faste omkostninger samt forrentning af kapital. Igen sammenlignes indtjeningsmålet med en situation med virksom konkurrence. Hvis en virksomhed kan opretholde et givent dækningsbidrag i et givent antal timer i et marked med virksom konkurrence, og indtjeningsprofilen er nogenlunde identisk i timer med dominans, kan virksomhedens adfærd ikke være udtryk for misbrug af dominerende stilling.
230. Et positivt dækningsbidrag er fuldt foreneligt med et Lernerindeks på 0. Dækningsbidraget hentes på inframarginale produktionsanlæg, dvs. fra anlæg med en lavere produktionsomkostning end det marginale (prisbestemmende) anlæg.
6.3 – Anvendt teori til identificering af misbrug
231. Som udgangspunkt bør det nævnes, at den anvendte teori bygger på en række forudsætninger og antagelser, som gør, at beregningerne af Lernerindeks og dækningsbidrag har karakter af modellering.
Omkostninger
232. De enkelte produktionsblokkes marginalomkostninger er beregnet udfra følgende model: 
. Blok i’s marginale produktionsomkostning beregnes således som summen af tre elementer. For det første en marginal brændselsomkostning, der består af en (invers) elvirkningsgrad,
, og en brændselspris,
. Elvirkningsgraden fortæller, hvor meget energi (GJ) der skal til for at producere 1 MWh. Den marginale brændselsomkostning udgør langt hovedparten af den samlede marginalomkostning. For det andet et bidrag fra andre marginale omkostninger,
. Disse omfatter omkostninger til opstarter, lønomkostninger til drift af blokken samt omkostninger til deNOx, deSOx, håndtering af kul samt bortskaffelse af aske og slagge. For det tredje tillægges den enkelte bloks marginalomkostninger SO2-afgifter.
233. Der er i beregningen set bort fra CO2-afgifter. Det skyldes, at selskaberne ikke betalte CO2-afgift i hverken 2000 eller 2001. Afgiften indførtes fra 1. januar 2001, men skal kun betales ved overskridelse af tildelte kvoter. Selskaberne kan ikke hævde at have forventet en udgiftspost til CO2-afgift i 2000 eller 2001. Det fremgår f.eks. af Energi E2’s årsrapport for 2001, at selskabet ikke opbrugte den tildelte CO2-kvote i 2001.
234. Ifølge Energistyrelsen er det tvivlsomt, om selskaberne overskrider kvoterne i 2002 – trods de høje elpriser på markedet i efterår/vinter 2002. Energistyrelsen vurderer, at der muligvis skal betales CO2-afgift i 2003, hvis det høje prisniveau opretholdes.
235. Der kan dog argumenteres for, at CO2-afgiften skal indgå i marginalomkostningen som en skyggepris, da ikke opbrugte kvoter kan sælges og dermed har en værdi. Dette viser sig dog ikke at have indflydelse på analysen, da dette ikke medfører systematisk forskel i marginalomkostningerne i timer med og uden dominans.
236. Beregningen af de enkelte blokkes forventede marginalomkostninger er behæftet med metodisk usikkerhed. Og det er disse ex ante omkostninger, der er betydningsfulde for elproduktionen. Beregningerne i denne analyse er udført på historiske data. Dvs. at antallet af opstarter er kendt – og omkostningen kan fordeles på den producerede mængde. Når en producent skal lægge bud ind på elmarkedet, er det imidlertid på grundlag af det forventede antal starter og den forventede produktion pr. start. De opstartsomkostninger, der indgår i grundlaget for virksomhedens budgivning, vil sandsynligvis være højere, da det må forventes, at virksomheden byder konservativt for at få dækket opstartsomkostningerne i scenarier med en lavere afsat mængde.
Opstartsomkostninger
237. En producent (termisk) af elektricitet har ofte flere værker at optimere blandt. En given efterspørgsel kan f.eks. dækkes ved fuld udnyttelse af to værker og en mindre udnyttelse af et 3. værk, mens resten af producentens produktionskapacitet er stoppet eller på standby.
238. Det koster penge, at starte et værk op. Dog er der forskel på kold og varmstart. Derfor kan det godt betale sig at køre et værk videre med underskud et antal timer, hvis prisen forventes at stige senere.
239. Disse startomkostninger skal i et eller andet omfang fordeles på den producerede mængde, for at det kan være lønsomt for producenten at opretholde kapaciteten.
240. En metode kunne være at se værkerne som isolerede produktionsenheder, som hver især skal dække egne opstartsomkostninger. Hvis f.eks. de tre ovennævnte blokke alle har en produktionskapacitet på 400 MWh/h og en opstartsomkostning på 250.000 kr., og det antages at værk 1 og 2 udnyttes fuldt ud i det kommende driftsdøgn (24 timer). Disse værker vil hver producere 9.600 MWh. For at dække opstartsomkostningerne skal der således lægges 26 kr. til marginalomkostningerne pr. MWh produceret.
241. Hvis der herudover er en udækket efterspørgsel må det 3. værk tages i brug. Ofte vil dette kun være til fældet i situationer med høj efterspørgsel og f.eks. i otte af døgnets timer. Den samlede forventede manko kunne i en sådan situation være 800 MWh (8x100 MWh). Skal dette værk selv tjene sine startomkostninger hjem skal værkets produktion bydes ind til en pris 312,5 kr. højere pr. MWh end de egentlige produktionsomkostninger.
242. Konkurrencestyrelsen finder, at selskabet ved en sådan beregning opnår en urimeligt høj indtjening. Det afgørende er, at producenten ikke blot får de 312,5 kr. ekstra pr. MWh produceret på det 3. værk – men også fra hele værk 1 og værk 2’s produktion. Dvs. ud over at alle værker får dækket deres fulde startomkostninger, vil producenten få en merindtjening som følge af indregningsmetoden for startomkostninger på det marginale værk på 6 mio. kr. Herudover kommer den indtjening, som stammer fra det forhold, at det 3. værk må forventes at have en højere produktionsomkostning end værk 1 og 2.
243. Opstartsomkostningerne bør derfor fordeles over den samlede produktion, således at inframarginale værker (værk 1 og 2) bidrager til dækningen af omkostninger til start af marginale værker (værk 3). Denne gennemsnitsbetragtning er anvendt i nærværende analyse.
244. Selskaberne har hertil bemærket, at opstartsomkostninger ikke bør fordeles på hele produktionen, idet der herved ikke tages hensyn til, at en stor del af produktionen i forvejen er solgt på faste kontrakter, hvor prisen ligger fast.
245. Energi E2 og Elsam peger også på, at det karakteriske ved Nord Pool og alle andre konkurrencemarkeder er, at udbydere med lavere omkostninger end den marginale prissættende udbyder opnår en pris der er højere end de marginale omkostninger. Derfor er Energi E2 og Elsam ikke enige i, at der opnås en urimelig høj fortjeneste på de værker der ikke er prissættende.
246. Endvidere vil en sådan afvigelse fra Nord Pools konkurrenceprincip efter Elsam og Energi E2’s opfattelse indebære at Nord Pools markedsfunktion vil blive forringet. Desuden vil markedets evne til at skabe tilstrækkelig ny kapacitet blive reduceret og forsyningssikkerheden bliver dermed forringet. Endelig vil værker med lave marginale omkostninger krydssubsidiere værker med høje marginale omkostninger.
247. Konkurrencestyrelsen er enig med selskaberne i, at det er en række fordele ved prissætning til marginale omkostninger, men at styrelsen ikke er enig med selskaberne i, hvilke omkostninger der skal medregnes som marginale.
248. Et usikkerhedsmoment i beregningen og anvendelsen af sådanne marginalomkostninger er, at virksomheden skal træffe beslutning omkring sin budgivning på grundlag af forventede marginale omkostninger – inkl. forventede gennemsnitlige startomkostninger – og ikke realiserede.
249. I modsat retning trækker imidlertid fordelingen af effektivitetsgevinsten ved samproduktion af elektricitet og varme. Det er antaget, at brændselsforbruget på kraftvarmeanlæg skal beregnes efter 200%-metoden. Det betyder, at brændslerne på kraftvarmeanlæg fordeles, som om varmen er produceret med en energieffektivitet på 200%. Med andre ord kalkuleres der i denne metode med, at der går omtrent halvt så meget brændsel til at producere varme på kraftvarmeanlæg som i en almindelig varmecentral. Elproduktionen får således ikke del i fordelen ved samproduktionen mellem el og varme, hvorfor omkostningerne er højere end reelt.
Lernerindekset
250. På trods af de metodiske problemer må en analyse af et eventuelt misbrug af en dominerende stilling tage udgangspunkt i en analyse af omkostningsstrukturer. En producents marginale omkostninger i en given time kan beregnes ved at identificere den marginale produktionsblok – dvs. den blok med de højeste marginale produktionsomkostninger, som tages i brug for at dække en given efterspørgsel.
251. Udfra de enkelte blokkes marginalomkostninger og kapacitet kan den teoretiske udbudskurve udledes. Den teoretiske udbudskurve viser netop hvilken blok, der er marginal for en given produceret mængde. Udbudskurven er udledt under antagelse af, at billige produktionsblokke altid anvendes før dyrere, og at blokkene anvendes fuldt ud (til den reelle kapacitet).
252. Sammenholdes den teoretiske udbudskurve med en residual efterspørgsel kan virksomhedens marginalomkostninger udledes. Dette gøres time for time i år 2000 og 2001.
253. Den residuale efterspørgsel beregnes ved i hver time at tage det totale forbrug (tcon) og for det første fratrække den prioriterede produktion i decentrale kraftvarmeværker (qdec) og vindmøller (qwind) og for det andet fratrække nettoimporten fra hhv. Sverige (nimps), Norge (nimpn) og Tyskland (nimsd). Endelig øges den residuale efterspørgsel med den automatiske reservekapacitet (autores):
qres = tcon – qdec – qwind – nimps – nimpn - nimpd + autores
254. Skæringen mellem den teoretiske udbudskurve og den residuale efterspørgsel bestemmer marginalomkostningen i den givne time.18 Lerner-indekset i time t beregnes nu som
,
hvor 
er den Nord Pools notering i prisområdet i timen, og 
er virksomhedens beregnede marginalomkostning i timen.
Dækningsbidraget
255. Dækningsbidraget i f.eks. time i 2001 er beregnet som (her vist med kun to aktive produktionsblokke, som anvendes fuldt ud):
,
hvor 
er Nord Pools områdepris i time i (i=1,...,8759), 
er blok j’s produktion i time i, og 
er blok j’s gennemsnitsomkostning i timen (j=1,2).19 Dækningsbidraget er beregnet for alle timer i 2000 og 2001.
256. Dækningsbidraget er således beregnet som omsætning fratrukket variable omkostninger.
257. Hvor marginalomkostningen er en marginal indtjeningsmargin er dækningsbidraget en gennemsnitlig indtjeningsmargin. Dækningsbidraget fortæller noget om indtjeningen på inframarginale produktionsblokke.
6.4 – Misbrugsanalyse – Elsam
258. Dette afsnit gennemgår først klagepunkterne i den konkrete sag samt Konkurrencestyrelsens vurdering af disse. Derefter gennemføres en analyse baseret på omkostningsstrukturer.
259. Konkurrencestyrelsens analyser indikerer, at Elsam ændrer adfærd ved opnåelse af en dominerende stilling på det vestdanske marked. Derudover er det vist, at Elsam i timer med dominans opnår en højere indtjening end i timer uden dominans. Analyserne har givet anledning til overvejelser med hensyn til, om denne ændrede adfærd og den forøgede indtjening er resultatet af et misbrug af dominerende stilling.
Indlæg Vestdanmark
260. Et af klagernes hovedpunkter er, at Elsam gennem styring af produktionen på Nordjyllandsværket kan kontrollere flaskehalssituationen på KontiSkanforbindelsen og dermed blokere for import fra Sverige. Det har ligeledes været muligt for Elsam at styre importen fra Norge som følge af langtidsreservationerne på Skagerrakkablet, der ophørte 1. januar 2001. Klagerne er således af den opfattelse, at Elsam som reel monopolist har kunnet styre udbuddet af el i Vestdanmark og dermed fastholde kunstigt høje priser.
261. Samtidig hævder klagerne, at Elsam ved at eksportere el til Tyskland, i en række peak-timer blokerer muligheden for at importere billig el fra Tyskland.
262. Eltra indførte ”use-it-or-lose-it” på kapaciteten på Skagerrakforbindelsen 20. marts 2000. Klagerne fremhæver imidlertid, at faktisk ledig kapacitet fortsat kun i begrænset omfang stilles til rådighed for Nord Pool, og at der også efter 20. marts 2000 kan konstateres betydelige prisdifferencer og eksport til Tyskland, selv når import – udfra prisstrukturerne – ville være forventelig.
263. I relation til styringen af Nordjyllandsværket fremhæver Elsam, at de enkelte anlæg styres således, at der først tages højde for den produktion, der betegnes som varmebunden. Derefter tilrettelægges produktionen, så det tages højde for anlæggenes reelle marginalomkostninger. Dette medfører, at hver produktionsblok anvendes udfra en lønsomhedsvurdering. Nordjyllandsværket indeholder ifølge Elsam den billigste produktionsblok, hvorfor det er naturligt at prioritere produktion på denne højt. Der er således ikke tale om, at Elsam benytter Nordjyllandsværket til – via Limfjordssnittet – at lukke for import fra Norge og Sverige.
264. Såfremt der fra systemansvarets side er ønske om en øget anvendelse af de pågældende udlandsforbindelser, kan den systemansvarlige (mod kompensation) pålægge Elsam at reducere effekten på et værk og øge den på et andet, bemærker Elsam.
265. Som svar på anklagen om, at Elsam sender strøm i retning Tyskland for at blokere import til Danmark, bemærker Elsam, at Elsam i visse tilfælde har solgt el til Tyskland, men at sådanne salgskontrakter i al væsentlighed er indgået som langtidskontrakter. Der har i disse tilfælde – ifølge Elsam – ikke været mulighed for at vurdere, i hvilket omfang det i kontraktens løbetid isoleret set vil være mere hensigtsmæssigt at sælge el på spotmarkedet. Elsams kontrakter med tyske aktører er indgået på vilkår, der er mindst lige så attraktive for Elsam som tilsvarende kontrakter med danske aktører, skriver Elsam.
266. Elsam fremhæver derudover, at det faktum, at der forekommer timer, hvor prisen i Vestdanmark overstiger eller ligger under Nord Pools systempris, tyder på, at udlandsforbindelserne ikke i enhver henseende fungerer optimalt. Elsam bemærker endvidere, ”at de situationer, hvor der forekommer meget væsentlige afvigelser mellem det jysk/fynske prisområde og de øvrige Nord Pool prisområder, er af meget kortvarig karakter. Indtjeningsmæssigt kan disse kortvarige perioder med meget markante afvigelser i pris i Jylland/Fyn og systempris således næppe have nogen betydning for Elsam, ”.
267. Det er overordnet Konkurrencestyrelsens vurdering, at sikringen af et effektivt og konkurrencepræget elmarked forudsætter adgang til transmissionsforbindelser mellem markedsområder. Ingen selvstændig/ kommerciel aktør bør have fortrinsret til transmissionskapacitet.
268. Det er Konkurrencestyrelsens vurdering, at Elsams brug af blok 3 på Nordjyllandsværket generelt kan begrundes ud fra en lønsomhedsbetragtning. Konkurrencestyrelsens beregninger (som er vist i tabel 6) viser, at Nordjyllandsværkets blok 3 har de laveste marginalomkostninger. Derfor vil fuld udnyttelse af denne blok være økonomisk rationelt. Tabel 6 viser da også, at blokken ofte anvendes ud over sin nominelle kapacitet.
269. Den nominelle kapacitet betegner blokkens maksimale effekt angivet af Eltra. Blokkene kan dog producere ud over denne, hvorfor den reelle kapacitet i nogle tilfælde er større. Den reelle kapacitet er beregnet som 95 pct. fraktilen af den faktiske produktion i alle timer i perioden. Den reelle kapacitet giver et mere retvisende billede af blokkenes faktiske udnyttelse og kapacitet.
Tabel 6 – Elsams marginalomkostninger og kapacitet i 2000 (Fortrolige oplysninger ekstraheret)
Blok | MC | Kapacitet | Kapacitet | Akkumuleret |
|---|---|---|---|---|
HERB1 | XX | 89 | 89 | 89 |
NJVB3 | XX | 312 | 364 | 453 |
ESVB3 | XX | 297 | 354 | 807 |
ENVB3 | XX | 617 | 613 | 1.419 |
FYVB7 | XX | 321 | 310 | 1.729 |
SSVB3 | XX | 262 | 247 | 1.976 |
SSVB4 | XX | 262 | 254 | 2.230 |
SKVB3 | XX | 385 | 160 | 2.389 |
FYVB3 | XX | 213 | 185 | 2.574 |
Kilde.: Eltra og egne beregninger.
Anm.: Den reelle kapacitet er beregnet som 95 fraktilen af blokkens faktiske produktion i alle timer i perioden.
Anm.: Værkerness fulde navn er Herningværket, Nordjyllandsværket, Esbjergværket, Enstedværket, Fynsværket, Studstrupværket, Skærbækværket.
* Produktionen på Herningværkets blok 1 (HERB1) er 100 pct. varmebunden. Derfor er blokkens marginalomkostning kunstigt sat til nul.
270. Konkurrencestyrelsen vurderer, at hvis indfødningen fra Nordjyllandsværket begrænser kapaciteten på udlandsforbindelserne i sådant et omfang, at det bliver et problem for prisdannelsen i det vestdanske område, må systemansvaret (Eltra) afhjælpe problemet. Den igangværende udbygning af nettet med en forbindelse mellem Vendsysselværket og Trige, som tages i drift i 2004, vil løse (eller begrænse) problemet. Udbygningen betyder, at den interne nordjyske flaskehals i transmissionsnettet (Limfjordssnittet) reduceres, og indfødningen fra Nordjyllandsværket vil beslaglægge en mindre andel af den tilgængelige transmissionskapacitet.
271. Den kontraintuitive udveksling med Tyskland og de betydelige prisspidser mellem Vestdanmark og hhv. Norge og Sverige skyldes sandsynligvis, at handelen med Tyskland er præget af allokeringsmekanismen på transmissionskapacitet på Tysklandsforbindelsen, og at der stadig er kapacitetsbegrænsninger på de nordiske forbindelser.
272. Hertil kommer, at det tyske marked institutionelt ikke er så velfungerende som det nordiske. F.eks. er de tyske børser lukkede i weekenden. Dette bevirker, at beslutninger om dispositioner om mandagen skal træffes om fredagen. Dette er medvirkende til en ofte meget anormal prisdannelse om mandagen.
Indtjeningsanalysen
Konkurrencestyrelsen har foretaget en detaljeret analyse af Elsam adfærd i perioder med dominans i forhold til perioder, hvor selskabet ikke har dominans på det vestdanske marked for engrosel. Det er vist, at Elsam systematisk opnår højere avancer i timer, hvor selskabet er dominerende på 273. markedet. Elsam er uenig i denne konklusion og grundlaget herfor.
274. Indledningsvist beregnes Lernerindeks og efterfølgende avancer. De beregnede avancer er det primære omdrejningspunkt i analysen. (Udover at vise et skift i adfærd bekræfter de beregnede Lernerindeks markedsafgrænsningen.)
275. I tabel 7 er det beregnede Lernerindeks for hhv. 2000 og 2001 vist. Den anvendte metode er beskrevet i afsnit 6.3.
Tabel 7 – Lernerindeks Elsam 2000 og 2001
2000 | Dominans | Ikke dominans |
|---|---|---|
Gennemsnit | -0,18 | -0,45 |
Antal | 3.024 | 5.759 |
2001 | Dominans | Ikke dominans |
Gennemsnit | 0,40 | 0,02 |
Antal | 627 | 8.132 |
Kilde: Eltra, Nord Pool og egne beregninger.
Anm.: Lernerindekset for 2001 er beregnet på grundlag af produktionsblokkenes marginalomkostninger i 2000.
276. I 2000 er det beregnede Lernerindeks gennemsnitligt negativt både i timer med flaskehals og i timer uden flaskehals.20 Indekset er dog væsentligt højere i timer med flaskehals. De Lave Lernerindeks skyldes, at prisniveauet generelt var lavt i 2000 som følge af en høj vandfyldningsgrad hos de nordskandinaviske vandkraftproducenter. Dette medførte meget lave produktionsomkostninger i Norge og Sverige og prispres i Danmark.
277. Under alle omstændigheder ses der en tendens til, at Lernerindekset stiger i tilfælde af flaskehals. Det negative gennemsnit i tilfælde af flaskehals er sammensat af en del timer med negative Lernerindeks og en del timer med positive indeks.
278. I 2001 er Lernerindekset steget i såvel timer med flaskehals som timer uden flaskehals. Mønstret med stigende indeks i tilfælde af flaskehals er bevaret. Således stiger indekset fra 0,02 i timer uden flaskehals til 0,40 i tilfælde af flaskehals på forbindelserne nordfra.
279. Ved en vurdering af niveauet for Lernerindekset i perioder med dominans tages udgangspunkt i markedsforholdene. Ved at sammenligne Lernerindekset i perioder med dominans med Lernerindekset i perioder uden dominans kan niveauet for Lernerindekset vurderes. Dette forudsætter, at markedsforholdene i grundscenariet – ud over at være kompetitive – også er ”normale”. Med ”normale” menes f.eks., at efterspørgslen eller udbuddet i grundscenariet ikke var ekstraordinært stort eller småt. Udgangspunktet er, at hvis en virksomhed under fri prisdannelse og konkurrence kan opretholde et givent prisniveau, kan prisen ikke være urimelig.
Det er Konkurrencestyrelsens vurdering, at det på baggrund af det gennemsnitlige Lernerindeks for 2000 og 2001 er vist, at Elsam ændrer markedsadfærd i perioder, hvor selskabet opnår en dominerende stilling. Der ses en tydelig stigning i indekset fra timer uden dominans til timer med 280. dominans. Elsam er uenig i, at Lernerindekset kan anvendes som meningsfuldt analyseinstrument i en sag som den foreliggende.
281. En analyse af Elsams indtjening i 2000 og 2001 er foretaget. Ved at beregne dækningsbidraget time for time fra salg af kommerciel elektricitet kan det analyseres, om Elsams indtjening var usædvanligt høj i timer med dominans i 2000 og 2001.
282. Ved en vurdering af niveauet for Elsams dækningsbidrag tages udgangspunkt i det dækningsbidrag, der kan opnås i et marked med virksom konkurrence.
283. Tabel 8a viser Elsams dækningsbidrag i 2000 og 2001 målt i øre pr. kWh. Det fremgår, at Elsam i gennemsnit i 2001 opnåede et dækningsbidrag i perioder uden dominans på godt XX øre pr. kWh stigende til XX øre i perioder med dominans. Dækningsbidraget i 2000 er som forventet lavt.
Tabel 8a – Elsams beregnede dækningsbidrag fra kommerciel elproduktion i 2000 og 2001 (fortrolige oplysninger ekstraheret)
Øre/kWh | Dominans | Ikke dominans |
|---|---|---|
2000 | ||
Gennemsnit | XX | XX |
Antal timer | 3.024 | 5.759 |
2001 | ||
Gennemsnit | XX | XX |
Antal timer | 627 | 8.132 |
Kilde: Egne beregninger.
284. Det ses af tabellen, at Elsam i et marked med virksom konkurrence i et nogenlunde normalt år i gennemsnit opnåede en avance fra den kommercielle elproduktion på XX øre pr. kWh. I disse timer var den vestdanske områdepris i gennemsnit ca. 17 øre pr. kWh. Dette giver en gennemsnitlig avance (dækningsbidrag) på ca. XX pct. Denne avance kan benyttes som udgangspunkt for en analyse af fordelingen af Elsams avancer i de to år.
285. Det er Konkurrencestyrelsens vurdering, at de beregnede avancer viser, at Elsam opnåede avance af en størrelse og med en frekvens i timer, hvor selskabet opnåede en dominerende stilling på det vestdanske marked, som ikke ville have været muligt i et marked med virksom konkurrence.
286. På baggrund af Konkurrencestyrelsens valg af 2001 som et nogenlunde normalt år er det Elsams synspunkt, at en avance på XX %, som Elsam opnåede i 98% af timerne i 2001 uden påstået dominans, ikke kan udgøre en urimelig avance i perioder, hvor Elsam efter Konkurrencestyrelsens vurdering indtager en dominerende stilling. For så vidt angår timer med en højere avance, har Elsam bl.a. gjort gældende, at Konkurrencestyrelsen ikke har løftet sin bevisbyrde for, at der har været tale om fastsættelse af urimeligt høje priser, som har haft til følge, at Elsams indtjening har været urimelig høj.
287. Ovenstående vurdering er foretaget på baggrund af profilerne for Elsams avancer vist i figur 2 og tabel 8b og 8c. Sammenligningsgrundlaget er som nævnt en situation, hvor Elsam ikke indtager en dominerende stilling på det relevante marked (og antages at være pristager).
288. Figur 2 viser fordelingen af avancer med dominans i hhv. 2000 og 2001. Fordelingerne er sammenlignet med fordelingen af avancer uden dominans i 2001. Fordelingerne er vist som et 8 perioders glidende gennemsnit.
289. Figuren viser for det første den allerede konstaterede sammenhæng, at gennemsnittet (middelværdien) flytter mod højre fra perioder uden dominans til perioder med dominans. For det andet ses, at der i perioder med dominans opnås avancer med en hyppighed, som ikke ville kunne opnås i et kompetitivt marked.
Figur 2 – Fordeling af avancer med dominans Elsam
Note: Fortrolige oplysninger ekstraheret.
290. Af tabel 8b ses det, at Elsam kun i 3 pct. af timer uden dominans i 2000 opnåede en avance på over XX pct. I timer med dominans opnåede Elsam en avance på over XX pct. i 35 pct. af timerne svarende til 1.072 timer.
Tabel 8b – Elsam – Fordeling af avancer i 2000 (fortrolige oplysninger ekstraheret)
Avance | Dominans | Ikke dominans | ||
|---|---|---|---|---|
2000 | Antal | Andel | Antal | Andel |
Mindre end eller lig XX % | 1.952 | 65% | 5.576 | 97% |
XX %- XX % | 860 | 28% | 112 | 2% |
XX %- XX % | 212 | 7% | 71 | 1% |
Sum | 3.024 | 34% | 5.759 | 66% |
Kilde: Egne beregninger
Tabel 8c – Elsam – Fordeling af avancer i 2001 (fortrolige oplysninger ekstraheret)
Avance | Dominans | Ikke dominans | ||
|---|---|---|---|---|
2001 | Antal | Andel | Antal | Andel |
Mindre end eller lig XX % | 61 | 10% | 4.464 | 55% |
XX %- XX % | 272 | 43% | 3.517 | 43% |
XX %- XX % | 294 | 47% | 151 | 2% |
Sum | 627 | 7% | 8.132 | 93% |
Kilde: Egne beregninger
291. I 2001 var billedet omtrent det samme. Således opnåede Elsam en avance på mere end XX pct. i 45 pct. af timer uden dominans. I timer med dominans opnåede Elsam en avance på mere end XX pct. i 90 pct. af timerne svarende til 566 timer. I 47 pct. opnåede Elsam en avance på mere end XX pct.
292. For at kunne misbruge en dominerende stilling er det afgørende for en virksomhed at kunne forudsige, hvornår der opnås en dominerende stilling, og dermed hvornår markedsprisen lønsomt kan påvirkes i opadgående retning. Der er en række ting, der skal forudsiges. På udbudssiden skal udbuddet af prioriteret el – hovedsageligt produktionen fra vindmøller – og importkapaciteten på de nordiske forbindelser forudsiges. På efterspørgselssiden er det forbruget der skal forudsiges. Elsam må siges at være i en god position til at forudsige disse.
Partsindlæg til indtjeningsanalysen - Vestdanmark
293. Elsam fremhæver, at der i analysen ikke er taget højde for CO2-skyggeomkostninger og forventede havariomkostninger.
294. Det afgørende er imidlertid efter Konkurrencestyrelsens opfattelse, om inddragelsen af disse vil påvirke de to scenarier – dominans og ikke-dominans – forskelligt.
295. I den forbindelsen anerkender Konkurrencestyrelsen relevansen af at inddrage en risikobetragtning. I de timer, hvor importkapacitetegrænsningen på de nordiske forbindelser begge er bindende, kan der argumenteres for, at der skal tillægges marginalomkostningerne et risikotillæg i forhold til timer uden importflaskehalse.
296. I situationer uden flaskehals på de nordiske forbindelser kan Elsam i tilfælde af havari på et anlæg købe den manglende elektricitet i Norge eller Sverige – hvis prisen gør det fordelagtigt. Denne mulighed er Elsam afskåret fra i tilfælde af flaskehalse. Dette kan i visse situationer føre til, at marginalomkostningerne forøges, når importkapacitetbegrænsningen på de nordiske forbindelser bliver bindende.
297. Copenhagen Economics (2002a) har i et tillæg til rapporten ”Misbrug af markedsmagt på det østdanske elmarked?” (som Elsam har fået aktindsigt i) beregnet konsekvenserne af, at marginalomkostningerne tillægges risikotillæg for havari. Beregningerne viser, at Lernerindekset ikke ændres væsentligt i forhold til den oprindelige beregning.
298. Konkurrencestyrelsen vurderer, at inddragelsen af risikotillæg i forbindelse med havarier ikke ændre afgørende ved den analytiske baggrund for konklusionerne i nærværende analyse – heller ikke hvad angår Vestdanmark.
299. Elsam argumenterer for, at startomkostningerne har en større vægt ved lave priser. ”Helt afgørende er imidlertid startomkostningerne. Disse vil have større vægt ved lave priser, hvor det ikke kan betale sig at køre igennem med blokkene over en længere periode. Det er dyrt, at starte en blok op. Ved opstart er det usikkert, hvor meget blokken vil komme til at køre og om den evt. vil kunne køre i flere dage. Variabiliteten på omkostningerne kan således ikke knyttes til enkelte timer.”
300. Konkurrencestyrelsen finder det ikke rimeligt, at samtlige startomkostninger ved opstart af en marginal blok tillægges det marginale bud.
301. For det første fordi Elsam på denne måde vil opnå en relativt høj indtjening på inframarginale anlæg – jf. afsnit 6.3.
302. For det andet fordi et kørende anlæg har en ekstra værdi, netop fordi der ikke skal afholdes en opstartsomkostning for at øge produktionen (dette svarer til en call-option). Denne værdi bør under alle omstændigheder trækkes fra de startomkostninger, som tillægges den marginale blok.
Konklusion
303. I de særlige situationer, hvor der er fuld udnyttelse af importkapaciteten mod Vestdanmark fra Sverige og Norge, har Elsam efter Konkurrencestyrelsens opfattelse en dominerende stilling på det vestdanske marked for handel med engrosel. Bortset fra disse særlige situationer er det relevante geografiske marked et større nordisk marked.
304. Det er Konkurrencestyrelsens vurdering, at Elsam i visse situationer, hvor markedet fungerede dårligt, har budt produktionsvolumener ind på Nord Pool til priser på et niveau, som ikke ville have været muligt, såfremt Elsam ikke havde været dominerende.
305. Markedet var i 2000 og 2001 ungt og umodent. I perioden var markedet udsat for store strukturelle ændringer. Afgørende var bl.a., at fordelingen af kapacitet på Skagerrakforbindelsen pr. 1. januar 2001 blev overdraget til Nord Pool. Samtidig blev gamle aftaler på forbindelsen til Tyskland ophævet. Der har i perioden i høj grad været tale om en erfaringsfase for aktørerne i det vestdanske elmarked, hvor der skulle opbygges erfaring med det liberaliserede elmarked – herunder de forskellige finansielle produkter.
306. Samtidig var det vanskeligt for Elsam at forudsige et institutionelt dårligt fungerende tysk marked.
307. Elsam har aktivt i perioden vist vilje til at skabe et mere effektivt marked. Samtidig er selskabet også i dag interesseret i at skabe et marked der fungerer.
308. Konkurrencestyrelsen finder herefter ikke på grundlag af ovenstående, at den indgivne klage giver tilstrækkelig anledning til en fuldstændig undersøgelse af sagen, og til at der træffes afgørelse i sagen, jf. konkurrencelovens § 14, stk. 1, 3. pkt.
309. Derfor vil Konkurrencestyrelsen ikke forfølge sagen yderligere forudsat, at Elsam opfylder de afgivne tilsagn nævnt nedenfor. Elsam er omvendt ikke bundet af tilsagnene, såfremt Konkurrencestyrelsen eller -rådet tager sagen op til fornyet behandling.
310. Elsam har fremlagt en indmeldelsespolitik og CfD-tilsagn for Konkurrencestyrelsen. De afgivne tilsagn er beskrevet i detaljer i Konkurrencestyrelsens aftale med hhv. Elsam vist i bilag 3.
311. Indmeldelsespolitikken indebærer, at de vestdanske priser i langt de fleste timer vil ligge mellem eller på nabopriserne. I særlige situationer kan dette fraviges.
312. Herudover vil Elsam aktivt medvirke til at øge aktiviteten på markedet for de vestdanske differencekontrakter.
313. Elsam er allerede market-maker på vestdanske differencekontrakter. Men markedet har vist sig illikvidt. Elsam vil derfor senest 1. juli 2003 indsnævre spreads og øge volumener.
314. En øget likviditet i markedet for de danske differencekontrakter vil i sig selv forbedre markedet, da markedsaktørerne får bedre mulighed for at afdække risikoen mellem områdepris og systempris.
315. Derudover vil en producent med market-maker-status på markedet for differencekontrakter kunne få begrænset sit incitament til at udøve markedsmagt. En market-maker er forpligtet til at stille åbne købs- og salgspositioner. I fald en producent har solgt en given mængde elektricitet på differencekontrakter, vil producenten have mindre incitament til at byde spotprisen op, da producenten i henhold til differencekontrakterne er forpligtet til at udbetale beløb svarende til (en del af) forskellen mellem område- og systempris til kontraktindehaverne.
316. Kombinationen af en indmeldelsespolitik, som lægger et bånd omkring de danske priser, og et velfungerende CfD-marked vil efter Konkurrencestyrelsens vurdering i væsentlig grad kunne opveje de konkurrencebegrænsende effekter af begrænsede importmuligheder.
317. Konkurrencestyrelsen har foretaget en simpel samfundsøkonomisk beregning af konsekvenserne af, at Elsams fremtidige adfærd i den analyserede periode er i overensstemmelse med ovenstående indmeldelsespolitik. Konkurrencestyrelsen skønner, at den årlige effekt af tilsagnene vil være besparelser for forbrugerne på ca. 25 mill.kr. i Vestdanmark
6.5 – Misbrugsanalyse – Energi E2
318. Analysen af det østdanske marked og Energi E2’s ageren bygger på samme principper og indeholder de samme analysemetoder som beskrevet i afsnit 6.3.
319. De anvendte analyser indikerer, at Energi E2 ændrer adfærd ved opnåelse af en dominerende stilling på det østdanske marked. Derudover er det vist, at Energi E2 i timer med dominans opnår en højere indtjening end i timer uden dominans. Analyserne har givet anledning til overvejelser med hensyn til, om den forøgede indtjening er resultatet af et misbrug af dominerende stilling.
320. Konsulentvirksomheden Copenhagen Economics (CE) finder – på vegne af Elkraft System – tegn på, at Energi E2 misbrugte sin dominerende stilling på det østdanske marked, når Øresundsforbindelsen er lukket, i perioden fra oktober 2000 til december 2001 (Copenhagen Economics 2002a).
321. Tabel 9 viser de af CE beregnede marginale produktionsomkostninger samt den nominelle og reelle kapacitet.
Tabel 9 – Energi E2’s marginalomkostninger og kapacitet i 2000/2001 (fortrolige oplysninger ekstraheret)
Blok | MC kr/MWh | Kapacitet | Kapacitet | Akkumuleret |
|---|---|---|---|---|
HCV | XX | 167 | 96 | 96 |
SMV | XX | 131 | 88 | 184 |
AMV3 | XX | 212 | 226 | 410 |
AVV1 | XX | 212 | 229 | 639 |
ASV5 | XX | 582 | 561 | 1200 |
STV2 | XX | 255 | 256 | 1.456 |
ASV4 | XX | 250 | 240 | 1.696 |
ASV3 | XX | 240 | 223 | 1.919 |
STV1 | XX | 140 | 138 | 2.057 |
AMV1 | XX | 96 | 94 | 2.151 |
AMV2 | XX | 96 | 102 | 2.258 |
AVV2 | XX | 449 | 304 | 2.557 |
KYV21 | XX | 538 | 187 | 2.744 |
KYV51 | XX | 128 | 94 | 2.838 |
MAV | XX | 70 | 63 | 2.901 |
Kilde: Elkraft System/Copenhagen Economics (2002a)
Anm.: Den reelle kapacitet er beregnet som 95 pct. fraktilen af den faktiske produktion i vintertimer i perioden. Den nominelle kapacitet er opgjort under den forudsætning, at der produceres maksimal varme.
Anm.: Værkerne: H.C. Ørstedsværket, Svanemølleværket, Amagerværket, Avedøreværket, Asnæsværket, Stigsnæsværket, Kyndbyværket, Masnedøværket.
* H.C. Ørstedsværket og Svanemølleværket er bundet til varmeproduktion, hvilket gør, at de marginale elproduktionsomkostninger er kunstigt lave.
Indtjeningsanalysen
322. Lernerindekset beregnes (jf. afsnit 6.3) ved at sammenholde den teoretiske udbudskurve med den residuale efterspørgsel. Det beregnede Lernerindeks er vist i tabel 10.
Tabel 10 – Lernerindeks Energi E2 okt. 2000 – dec. 2001
Okt. 2000 – dec. 2001 | Dominans | Ikke dominans |
|---|---|---|
Gennemsnit | 0,43 | 0,04 |
Antal | 630 | 10.336 |
Kilde: Copenhagen Economics (2002a).
Anm.: Flaskehals benævner situationer, hvor kapacitetsbegrænsningen på Øresundsforbindelsen er bindende i indgående retning.
323. CE konkluderer, at Lernerindekset i perioder med flaskehals på Øresundsforbindelsen er signifikant og stabilt større end Lernerindekset i perioder uden flaskehalse. Resultatet indikerer, at Energi E2 misbruger sin dominerende stilling på det østdanske marked for engrosel.
324. I en rapport bestilt af Energi E2 konkluderer konsulentfirmaet SKM Energy Consulting (SKM), at anvendelsen af Lernerindekset som bevis for misbrug af markedsmagt på elmarkedet er behæftet med stor risiko for, at der drages forkerte konklusioner.
325. Beslutningen om hvilket bud, der lægges ind på Nord Pool, er en kompliceret proces, der efter SKM’s opfattelse ikke kan sammenfattes i en konstant marginalomkostningskurve. I en given produktionstime kan producenternes opfattede eller planlagte marginalomkostninger påvirkes af mange størrelser, og dette taler for, at det kan være nødvendigt at vurdere den forventede marginalomkostningskurve i hver enkelt produktionstime.
326. SKM konkluderer således: ”Samlet er vi bekymret for, at konklusionerne baseret på den udledte marginalomkostningskurve i højere grad afspejler de antagelser, der er foretaget for at kunne gennemføre analysen, end producenternes faktiske omkostninger.”
327. Konkurrencestyrelsen anerkender SKM’s bekymring omkring anvendelsen af Lernerindekset (og dækningsbidrag), men er af den opfattelse, at nærværende analyse er udført så konservativt/forsigtigt, at konklusionerne er relativt sikre – trods den metodiske usikkerhed.
328. I timer uden dominans er Lernerindekset med en værdi på 0,04 tæt på nul. I timer med dominans stiger Lernerindekset til 0,43.
329. Ved en vurdering af niveauet for Lernerindekset i perioder med dominans tages udgangspunkt i markedsforholdene. Ved at sammenligne Lernerindekset i perioder med dominans med Lernerindekset i perioder uden dominans kan niveauet for Lernerindekset vurderes. Dette forudsætter, at markedsforholdene i grundscenariet – ud over at være kompetitive – også er ”normale”. Men ”normale” menes f.eks., at efterspørgslen eller udbuddet i grundscenariet ikke var ekstraordinært stort eller småt. Udgangspunktet er, at hvis en virksomhed under fri prisdannelse og konkurrence kan opretholde et givent prisniveau, kan prisen ikke være urimelig.
330. Det er Konkurrencestyrelsens vurdering, at det på baggrund af det gennemsnitlige Lernerindeks for 2000 og 2001 er vist, at Energi E2 ændrer markedsadfærd i perioder, hvor selskabet opnår en dominerende stilling. Der ses en tydelig stigning i indekset fra timer uden dominans til timer med dominans.
331. En analyse af Energi E2’s indtjening i perioden oktober 2000 til december 2001 er foretaget. Ved at beregne dækningsbidraget pr. time fra salg af kommerciel elektricitet kan det analyseres, om Energi E2’s indtjening var usædvanligt høj i timer med dominans i perioden.
332. Ved en vurdering af niveauet for Energi E2’s dækningsbidrag tages udgangspunkt i det dækningsbidrag, der kan opnås i et marked med virksom konkurrence.
333. Tabel 11a viser Energi E2’s dækningsbidrag i 2000 (oktober til december) og 2001 målt i øre pr. kWh. Beregningerne er foretaget efter samme princip som beskrevet i afsnit 6.3.
334. Det fremgår af tabellen, at Energi E2 i gennemsnit i 2001 opnåede et dækningsbidrag i perioder uden dominans på XX øre pr. kWh stigende til XX øre i perioder med dominans.
Tabel 11a – Energi E2’s beregnede dækningsbidrag i 2000 og 2001 (fortrolige oplysninger ekstraheret)
Øre/kWh | Dominans | Ikke dominans |
|---|---|---|
2000 (3 mdr.) | ||
Gennemsnit | XX | XX |
Antal timer | 159 | 2049 |
2001 | ||
Gennemsnit | XX | XX |
Antal timer | 467 | 8292 |
Kilde: Egne beregninger.
335. Det ses af tabellen, at Energi E2 i et marked med virksom konkurrence i et nogenlunde normalt år i gennemsnit opnåede en avance fra den kommercielle elproduktion på ca. XX øre pr. kWh. I disse timer var den østdanske områdepris i gennemsnit ca. 17 øre pr. kWh. Dette giver en avance (dækningsbidrag) på ca. XX pct. Denne avance kan benyttes som udgangspunkt for en analyse af fordelingen af Energi E2’s avancer i de behandlede perioder.
336. Det er Konkurrencestyrelsens vurdering, at de beregnede avancer viser, at Elsam opnåede avance af en størrelse og med en frekvens i timer, hvor selskabet opnåede en dominerende stilling på det vestdanske marked, som ikke ville have været muligt i et marked med virksom konkurrence.
337. Konklusionen er truffet på baggrund af profilerne for Energi E2’s avancer vist i tabel 11b og 11c samt figur 4. Sammenligningsgrundlaget er som nævnt en situation, hvor Energi E2 ikke indtager en dominerende stilling på det relevante marked (og antages at være pristager). Det ses, at Energi E2 kun i 3 pct. af timer uden dominans i 2000 opnåede en avance på over XX pct. I timer med dominans opnåede Energi E2 en avance på over XX pct. i 99 pct. af timerne svarende til 158 timer.
Tabel 11b – Energi E2 – Fordeling af avancer i 2000 (3 mdr.) (fortrolige oplysninger ekstraheret)
Avance | Dominans | Ikke dominans | ||
|---|---|---|---|---|
2000 | Antal | Andel | Antal | Andel |
Mindre end eller lig XX % | 1 | 1% | 1.987 | 97% |
XX %- XX % | 35 | 22% | 53 | 3% |
XX %- XX % | 123 | 77% | 9 | 0% |
Sum | 159 | 7% | 2.049 | 93% |
Kilde: Egne beregninger
Tabel 11c – Energi E2 – Fordeling af avancer i 2001 (fortrolige oplysninger ekstraheret)
Avance | Dominans | Ikke dominans | ||
|---|---|---|---|---|
2001 | Antal | Andel | Antal | Andel |
Mindre end eller lig XX % | 17 | 4% | 4.818 | 58% |
XX %- XX % | 228 | 49% | 3.316 | 40% |
XX %- XX % | 222 | 48% | 158 | 2% |
Sum | 467 | 5% | 8.292 | 95% |
Kilde: Egne beregninger
338. I 2001 var billedet det samme. Således opnåede Energi E2 en avance på mere end XX pct. i 7 pct. af timer uden dominans. I timer med dominans opnåede Energi E2 en avance på mere end XX pct. i 78 pct. af timerne svarende til 364 timer.
339. Figur 4 viser fordelingen af avancer med dominans i hhv. 2000 (3 mdr.) og 2001. Fordelingen er sammenlignet med fordelingen af avancer opnået uden dominans i 2001.
340. Figuren viser for det første den allerede konstaterede sammenhæng, at gennemsnittet (middelværdien) flytter mod højre fra perioder uden dominans til perioder med dominans. For det andet ses, at der i perioder med dominans opnås avancer med en hyppighed, som ikke ville kunne opnås i et kompetitivt marked.
Figur 4 – Fordeling af avancer med dominans Energi E2
Note: Fortrolige oplysninger ekstraheret.
341. For at kunne misbruge en dominerende stilling er det afgørende for en virksomhed at kunne forudsige, hvornår der opnås en dominerende stilling, og dermed hvornår markedsprisen kan påvirkes i opadgående retning. Der er en række ting, der skal forudsiges. På udbudssiden skal udbuddet af prioriteret el– hovedsageligt produktionen fra vindmøller – og importkapaciteten på de nordiske forbindelser forudsiges. På efterspørgselssiden er det forbruget, der skal forudsiges. Energi E2 må siges at være i en god position til at forudsige disse.
Partsindlæg til indtjeningsanalysen – Østdanmark
342. Energi E2 er ikke enige i Konkurrencestyrelsens analyse af Energi E2s adfærd og dækningsbidrag i situationer hvor der er fuld udnyttelse af importkapaciteten på Øresundsforbindelsen.
343. For at påvise misbrug af markedsmagt anvendes to statistiske analyser:
- Lerner-index, til at vurdere hvorvidt Energi E2 har udøvet misbrugende adfærd
- Dækningsbidragsanalyse, til at vurdere hvorvidt Energi E2 har opnået en overnormal fortjeneste
344. Efter Energi E2’s opfattelse er begge analyser behæftet med datafejl og betydelige statistiske og fortolkningsmæssige problemer.
345. Energi E2 mener, at brugen af Lernerindexanalysen er behæftet med betydelige fejl. Konkurrencestyrelsens analyse er baseret på en sammenligning af de realiserede østdanske elpriser i perioden med en teoretisk ”virksom konkurrence” elpris. Den teoretiske elpris er udregnet på basis af anslåede marginale omkostninger for Energi E2 og efterspørgslen efter Energi E2’s produktion. Således udregnes hvad prisen i Østdanmark ville være, hvis teoretisk hvert produktionsanlæg blev udbudt som et selvstændigt værk. Dette ”virksom konkurrence” forløb bruges til ”benchmarking” af de faktisk realiserede priser.
346. Det underliggende driftsforløb og omkostningsbillede i det teoretiske virksom konkurrence forløb er helt urealistisk og dette fører til at Lerner-index analysen bliver uholdbar:
- I lange perioder er det beregnede Lerner-index betydeligt under nul. Dette skyldes at tvangsproduktion er ignoreret og at den teoretiske model for produktionsplanlægning er urealistisk forsimplet.
- Lerner-indexet er ikke tæt ved nul i timer, hvor den østdanske elpris er lig den svenske elpris. Dette indikerer at modellen er fejlkalibreret og misvisende.
- Over hele perioden udviser Lerner-indexet en betydelig systematisk variation. Dette er en klar indikation på at modellen er fejlspecificeret.
347. Samlet betyder dette, at Lerner-index analysens konklusioner bliver upålidelige og uholdbare.
348. Det er endvidere Energi E2’s opfattelse, at analysen af dækningsbidrag ikke kan anvendes til at undersøge om Energi E2 har opnået en overnormal profit. Dette skyldes dels, at Energi E2 ikke finder det meningsfuldt, at beregne dækningsbidrag på enkelttimer, dels at opgørelsesmetoden vil kunne give samme tendens også i en situation med virksom konkurrence og ikke mindst at omkostningsdata er misvisende.
349. Efter Energi E2’s opfattelse er ”virksom konkurrence” forløbet også helt urealistisk fordi:
- Det antages at alle værkerne starter og stopper time-for-time kun afhængigt af prisen. Det indebærer, at der antages et driftsforløb med ca. 2.700 starter (det faktiske antal starter i perioden var 495) i løbet af de 5 kvartaler. Mange af værkerne antages at stoppe dagligt og hyppigt forekommer situationer, hvor et værk skal stoppe for at starte igen en time efter. Der er ikke taget hensyn til behovet for at kunne levere varme fra kraftvarmeværker og endvidere er det antaget, at alle værkerne kan levere fuld kapacitet fra 1. minut efter start (normalt tager det 5-8 timer at starte et værk).
- Antagelserne om udarbejdelse af bud på Nord Pool er overforsimplede. Startomkostninger er fejlagtigt indregnet som gennemsnit uafhængigt af den aktuelle driftssituation, andre omkostninger er opgjort forkert, risiko for havarier er behandlet ukorrekt og der er ikke taget hensyn til at produktionsanlæg i perioder er ude til revision.
350. Energi E2 er også uenig i Konkurrencestyrelsens analyse af varighed. Energi E2 har i den forbindelse henvist til forarbejderne til konkurrencelovens § 11 (lovforslag 172 af 20. februar 1997), hvoraf fremgår følgende: ”En dominerende stilling forudsætter, at indflydelsen kan opretholdes over en vis periode. En midlertidig markedsandel af betydelig størrelse er derfor ikke i sig selv nok til at statuere dominerende stilling.”
351. Endelig har Energi E2 haft en forrentning før ekstraordinære poster af egenkapitalen på 2,7 % i år 2000 og 3,3 % i år 2001. Dette er ikke overnormalt relativt til andre virksomheder.
Konklusion
352. I de særlige situationer, hvor der er fuld udnyttelse af importkapaciteten mod Østdanmark fra Sverige, har Energi E2 efter Konkurrencestyrelsens opfattelse en dominerende stilling på det østdanske marked for handel med engrosel. Bortset fra disse særlige situationer er det relevante geografiske marked et større nordisk marked.
353. Det er Konkurrencestyrelsens vurdering, at Energi E2 i visse situationer, hvor markedet fungerede dårligt, har budt produktionsvolumener ind på Nord Pool til priser på et niveau, som ikke ville have været muligt, såfremt Energi E2 ikke havde været dominerende.
354. I sommeren 2002 blev Konkurrenceloven ændret således, at førstegangsmisbrug af dominerende stilling blev strafbart. Således vil overtrædelse af § 11, stk. 1 efter 1. juli 2002 kunne straffes med bøde, jf. § 23, stk. 1, nr. 4. Der foreligger således under ingen omstændigheder hjemmel til bødestraf i den konkrete sag, allerede fordi den analyserede adfærd er udvist før 1. juli 2002.
355. Markedet var i 2000 og 2001 ungt og umodent. I perioden var markedet udsat for store strukturelle ændringer. Østdanmark blev først et selvstændigt prisområde i Nord Pool i oktober 2000. Der har således været tale om en erfaringsfase for aktørerne i det østdanske elmarked, hvor der skulle opbygges erfaring med det liberaliserede elmarked – herunder de forskellige finansielle produkter.
356. Samtidig var det vanskeligt for Energi E2 at forudsige et institutionelt dårligt fungerende tysk marked.
357. Energi E2 har aktivt i perioden vist vilje til at skabe et mere effektivt marked. Samtidig er selskabet også i dag interesseret i at skabe et marked der fungerer.
358. Energi E2 har på denne baggrund afgivet tilsagn til Konkurrencestyrelsen.
359. Derfor vil Konkurrencestyrelsen ikke forfølge sagen yderligere forudsat, at Energi E2 opfylder de afgivne tilsagn nævnt nedenfor. Energi E2 er omvendt ikke bundet af tilsagnene, såfremt Konkurrencestyrelsen eller -rådet tager sagen op til fornyet behandling.
360. Energi E2 har fremlagt en indmeldelsespolitik og CfD-tilsagn for Konkurrencestyrelsen. De afgivne tilsagn er beskrevet i detaljer i Konkurrencestyrelsens aftale med Energi E2 vist i bilag 4.
361. Indmeldelsespolitikken indebærer, at de østdanske priser i langt de fleste timer vil ligge mellem eller på nabopriserne. I særlige situationer kan dette fraviges.
362. Herudover vil Energi E2 aktivt medvirke til at øge aktiviteten på markedet for de vestdanske differencekontrakter på Nord Pool.
363. Energi E2 vil senest 1. juli 2003 indtræde som market-maker på østdanske differencekontrakter på Nord Pool på vilkår beskrevet i aftalen mellem Styrelsen og Energi E2.
364. En øget likviditet i markedet for de danske differencekontrakter vil i sig selv forbedre markedet, da markedsaktørerne får bedre mulighed for at afdække risikoen mellem områdepris og systempris.
365. Derudover vil en producent med market-maker-status på markedet for differencekontrakter kunne få begrænset sit incitament til at udøve markedsmagt. En market-maker er forpligtet til at stille åbne købs- og salgspositioner. I fald en producent har solgt en given mængde elektricitet på differencekontrakter, vil producenten have mindre incitament til at byde spotprisen op, da producenten i henhold til differencekontrakterne er forpligtet til at udbetale beløb svarende til (en del af) forskellen mellem område- og systempris til kontraktindehaverne.
366. Kombinationen af en indmeldelsespolitik, som lægger et bånd omkring de danske priser, og et velfungerende CfD-marked vil efter Konkurrencestyrelsens vurdering i væsentlig grad kunne opveje de konkurrencebegrænsende effekter af begrænsede importmuligheder.
367. Konkurrencestyrelsen har foretaget en simpel samfundsøkonomisk beregning af konsekvenserne af, at Energi E2’s adfærd i den analyserede periode var i overensstemmelse med ovenstående indmeldelsespolitik. Beregningen viser, at hvis den østdanske pris i hhv. tre måneder af 2000 (1/10-31/12) og 2001 havde været mindre end eller lig den højeste pris i de to naboområder, havde den samlede pris på Energi E2’s centrale produktion været hhv. 16 og 18 mio. kr. lavere. En stor del af denne besparelse vil nå slutbrugerne til gavn for samfundsøkonomien. Hertil skal lægges en potentiel effekt fra et velfungerende CfD-marked.
368. En del af ovennævnte beløb er dog kommet tilbage til slutbrugerne, da de højere områderpriser i Østdanmark også gælder afregningen af importen fra Sverige, der har givet øget indtjening hos Elkraft System og dermed alt andet lige lavere tariffer.
7 – Merpriser på det danske elmarked
369. Hvad enten der er tale om et misbrug af dominerende stilling på det vest- eller østdanske elmarked eller ej, er det uomtvisteligt, at de danske elpriser i perioder er højere end elpriserne på de tilgrænsende nordiske markeder. Et velfungerende dansk elmarked vil således i perioder kunne reducere en groselprisen i såvel Øst- som Vestdanmark.
370. Tabel 12 og 13 viser nogle karakteristika ved priserne i de forskellige områder i hhv. år 2000 og 2001. I år 2000 var Østdanmark kun en del af Nord Pool-området fra 1. oktober, hvorfor prisen ikke er medtaget i analysen.
Tabel 12 – Dataanalyse af priser i 2000 kr./MWh
2000 | VestDK | Norge | Sverige | System | Tyskland |
|---|---|---|---|---|---|
Gennemsnit | 122 | 90 | 106 | 95 | 140 |
Standardafvigelse | 93 | 31 | 76 | 40 | 63 |
Minimum | 18 | 17 | 18 | 17 | 6 |
Maksimum | 3.549 | 586 | 3.549 | 1.671 | 1.180 |
Antal | 8.783 | 8.783 | 8.783 | 8.783 | 4.680* |
Kilde: Nord Pool, LPX samt egne beregninger.
Anm.: Den tyske pris er noteringen på Leipzig-børsen (LPX). System er systemprisen fastsat af Nord Pool.* LPX begyndte først noteringen d. 20. juni 2000.
Tabel 13 – Dataanalyse af priser i 2001 kr./MWh
2001 | VestDK | ØstDK | Norge | Sverige | System | Tyskland |
|---|---|---|---|---|---|---|
Middelværdi | 177 | 175 | 172 | 170 | 172 | 179 |
Standardafvigelse | 73 | 71 | 57 | 62 | 57 | 184 |
Minimum | 6 | 15 | 19 | 15 | 29 | 0 |
Maksimum | 2.002 | 1.776 | 1.777 | 1.776 | 1.776 | 7.426 |
Antal | 8.759 | 8.759 | 8.759 | 8.759 | 8.759 | 8.759 |
Kilde: Nord Pool, LPX samt egne beregninger.
Anm.: Den tyske pris er noteringen på Leipzig-børsen (LPX). System er systemprisen fastsat af Nord Pool.
371. Det ses af tabellerne, at 2000 generelt var et år præget af lave en groselpriser i alle områder. Vestdanmark skiller sig dog ud ved i gennemsnit at have den højeste pris af de nordiske områder. Samtidig er de vestdanske priser betydeligt mere volatile. Den relativt store forskel mellem middelværdi og median fortæller, at volatiliteten i de vestdanske priser er størst i opadgående retning.
372. I 2001 var prisen på engros-el generelt højere end i 2000, og såvel de vest- som østdanske priser var i gennemsnit på niveau med de tilgrænsende nordiske områder. De danske priser var dog stadig mere volatile end de nordiske.
373. I en situation, hvor kapacitetsbegrænsningerne på de nordiske udlandsforbindelser aldrig er bindende, vil Nord Pools systempris gælde i alle nordiske områder. Det er nærliggende at benytte prisforskellen mellem de danske priser og systemprisen som et mål for de velfærdsmæssige konsekvenser af prisfastsættelsen i de to danske områder.
374. Tabel 14 viser en sådan beregning. Tabellen viser det beløb, som kunne have været sparet, hvis den hhv. vest- og østdanske pris var lig systemprisen i perioden, givet at forbrugsprofilen ikke påvirkes. Således viser beregningen, at det vestdanske elforbrug i 2000 var 664 mio.kr. dyrere end, hvis forbruget i engrosleddet var købt til systempris. I 2001 var merbetalingen på 132 mio.kr.
Tabel 14 – Vægtet merbetaling i danske områder i 2000 og 2001
Vægtet merbetaling netto, mio.kr. | Vestdanmark | Østdanmark |
|---|---|---|
Okt.-dec. 2000 (3 mdr.) | 107 (664*) | 72 |
2001 | 132 | 85 |
Kilde: Nord Pool samt egne beregninger.
Anm.: Den vægtede merpris er beregnet som forskellen mellem den danske pris og systemprisen multipliceret med det danske forbrug. Dette er gjort for alle timer i perioderne.
* Hele år 2000.
375. Beregningen skal fortolkes varsomt. Merprisen i forhold til systemprisen er ikke nødvendigvis forårsaget af misbrug af markedsmagt. Den begrænsede kapacitet på udlandsforbindelserne vil – også i et fuldt kompetitivt marked – opdele Norden i flere prisområder. Derudover er det ikke samfundsøkonomisk optimalt at udbygge alle forbindelser. Eksistensen af flaskehalse skal afspejle de samfundsøkonomiske omkostninger ved at eliminere dem.
376. År 2000 var et såkaldt vådår, hvilket gjorde elproduktionen på de nordskandinaviske vandværker usædvanligt billig. Dette forårsagede – som forventet – en stor import fra især Norge, hvilket også forklarer de mange timer med indgående flaskehalse på forbindelserne til Danmark. Der var i 2000 indgående kapacitetsproblemer på både Skagerrak- og KontiSkanforbindelsen i 3.024 timer svarende til 34 pct. I 2001 var der indgående kapacitetsproblemer på begge forbindelser i 627 timer svarende til 7 pct. I perioden oktober 2000 til december 2001 var der indgående kapacitetsproblemer på Øresundsforbindelsen i 5 pct. af alle timer. Den faktiske nettoudveksling til Vest- og Østdanmark er vist i tabel 16 og 17.
Tabel 15 – Udveksling Vestdanmark 2000 og 2001
Nettoimport MWh | Norge | Sverige | Tyskland |
|---|---|---|---|
2000 | 4.483.230 | 362.659 | -5.151.981 |
2001 | -815.549 | -159.678 | -1.196.043 |
Kilde: Nord Pool og egne beregninger.
Tabel 16 – Udveksling Østdanmark okt. - dec. 2000 og 2001
Nettoimport MWh | Sverige | Tyskland |
|---|---|---|
Okt.–dec. 2000* | 329.088 | -58.958 |
2001 | 1.078.782 | 532.782 |
Kilde: Nord Pool og egne beregninger.
* Østdanmark blev først en del af Nord Pool fra oktober 2000.
377. Konkurrencestyrelsen har ligeledes beregnet en merbetaling forårsaget af inoptimal kapacitetsudnyttelse på de eksisterende forbindelser til hhv. Vest- og Østdanmark. Kapacitetsbegrænsninger kan skyldes andet end den naturlige kapacitetsgrænse på en given forbindelse. Som det bliver uddybet nedenfor kan f.eks. langtidskontrakter på kapacitet hæmme en effektiv udnyttelse af en forbindelse.
378. Konkurrencestyrelsens beregning af merbetalingen som følge af inoptimal kapacitetsudnyttelse tager udgangspunkt i den antagelse, at en inoptimal situation opstår, når prisen i Vest- eller Østdanmark er lavere end i omkringliggende prisområder samtidig med, at kapaciteten på forbindelserne til disse områder enten ikke bliver benyttet fuldt ud eller benyttes ”i den forkerte retning” – dvs. i retning af området med den laveste pris.
379. Når den manglende kapacitetsudnyttelse sammenholdes med prisforskellen mellem hhv. Vest- og Østdanmark og det område, hvor elektriciteten burde strømme fra, er det muligt at beregne et udtryk for merbetalingen. Igen udfra den antagelse, at forbrugsprofilen er uændret. Denne beregning er udført for alle timer i 2000 og 2001 for Vestdanmarks vedkommende og for alle timer i perioden oktober til december 2000 og hele 2001 for Østdanmark.
Tabel 17 – Merbetaling inoptimal kapacitetsudnyttelse
Merbetaling mio.kr. | Vestdanmark | Østdanmark |
|---|---|---|
2000 | 95,4 | 16* |
2001 | 104,7 | 73 |
Kilde: Nord Pool samt egne beregninger.
* Oktober – december (3 måneder).
380. Af tabel 17 fremgår det, at såfremt de eksisterende udlandsforbindelserne til Vestdanmark (også forbindelsen fra Tyskland) i 2000 havde været udnyttet optimalt, således at el altid strømmede i retning af højprisområderne, og kablerne altid udnyttedes fuldt ud, kunne den samlede mængde solgt engros-el have været 95,4 mio.kr. billigere.
381. Denne beregning af merbetalingen undervurderer den reelle merbetaling som følge af inefficient kapacitetsudnyttelse. Merbetalingen beregnes kun på den potentielle udveksling – dvs. på den udveksling som ville have fundet sted, hvis kablerne blev udnyttet efficient. Men det nedadgående pres på de eksisterende indenlandske priser ignoreres. De 111 mio.kr. kan således betragtes som den direkte merbetaling forårsaget af besværlig adgang til kapacitet.
382. Ovenstående merbetalingsberegninger vejer effekten af inoptimal kapacitetsudnyttelse på de eksisterende forbindelser mellem områder. Men selv i en situation hvor transmissionskapaciteten blev udnyttet optimalt, så elektriciteten altid bevægede sig i retning af området med den højeste pris, vil der kunne opstå situationer, hvor engrosprisen på el er højere end den behøvede at være. Dette gælder for så vidt også i en hypotetisk situation, hvor der ingen kapacitetsbegrænsninger var på forbindelserne mellem områderne.
383. I en rapport21 argumenterer det norske konsulentfirma, ECON, at incitamentet til at indgå uformelle prisaftaler (tacit collusion) er særlig stort på markedet for engros-el. For det første fordi efterspørgslen efter elektricitet er meget uelastisk på kort sigt. Og for det andet fordi der er relativt få aktører på markedet.
8 – Fordeling af kapacitet på udlandsforbindelser
384. For at sikre et velfungerende og konkurrencepræget vest- og østdansk elmarked er det altafgørende, at markedsadgangen er så let som muligt. En forudsætning er fri adgang til udlandsforbindelserne, hvilket nedenstående citat fra EU-Kommissionen bekræfter. Denne del af rapporten beskriver kort, hvordan allokeringen af transmissionskapacitet på forbindelserne til og fra Øst- og Vestdanmark foregik i 2000 og 2001, og hvordan den foregår i dag.
385. ”Adgangen til grænseoverskridende sammenkøringslinjer er en forudsætning for, at der kan opstå et velfungerende europæisk indre marked for elektricitet. De er den eneste måde, hvorpå elektriciteten kan transmitteres fra den ene medlemsstat til den anden. Åbningen af de nationale elmarkeder for konkurrenter fra andre medlemsstater resulterer i stigende grad i et nyt mønster for samhandelen med elektricitet på tværs af de nationale grænser med deraf følgende fordele for forbrugerne i form af lavere priser.”22
386. Fordelingen af kapaciteten på forbindelsen fra Vestdanmark til Norge har indtil 1. januar 2001 været præget af langtidskontrakter. En aftale gav Elsam og norske Statkraft eneret på 60 pct. af kapaciteten på kablet i 20 år fra 1994.
387. De resterende 40 pct. af kapaciteten på Skagerrak-kablet var reserveret langfristet aftale mellem Statkraft og tyske E.ON. Denne aftale omfattede også reservation af transitkapacitet gennem det vestdanske net og af ca. 34 pct. af kapaciteten på forbindelsen til Tyskland. Denne aftale var indgået for en 25-års periode fra 1998.
388. Disse aftaler blokerede tilsammen 100 pct. af den tilgængelige transmissionskapacitet mellem Norge og Vestdanmark, og omkring 34 pct. af kapaciteten ved den vestdansk/tyske grænse. De to aftagere, E.ON og Elsam, indtager en meget stærk stilling på deres respektive markeder. Import af elektricitet gennem udlandsforbindelserne er således en afgørende kilde til konkurrence.
389. Kommissionen har fundet tegn på, at mangelen på fri kapacitet på både Skagerrak-kablet og den vestdansk/tyske forbindelse har forstyrret samhandelen mellem Norge, Vestdanmark og Tyskland. Kommissionen udtrykte derfor over for parterne alvorlig tvivl med hensyn til, hvorvidt de langfristede reservationsaftaler på forbindelserne var forenelige med konkurrencelovgivningen.
390. Statkraft/Elsam-aftalen om 60 pct. af kapaciteten på Skagerrak-kablet er derefter blevet ændret, så hele kapaciteten fra 1. januar 2001 er stillet til Nord Pools rådighed. Disse konkurrencemæssige betænkeligheder blev også behandlet under fusionsproceduren vedrørende VEBA/VIAG, og dette førte til, at E.ON opgav sin reservation af kapacitet på Skagerrak-kablet og på den dansk/tyske forbindelse. Ændringerne trådte i kraft den 1. januar 2001.
391. Strukturelle forhold i allokeringen af transmissionskapacitet på både den danske og den tyske side i 2000 (se nedenfor) gjorde, at udbydere vanskeligt kunne få leverancer frem til og over den dansk/tyske grænse (med kort varsel). Dette bevirkede, at impulser fra det tyske marked ikke påvirkede konkurrenceintensiteten i det vestdanske marked væsentligt.
392. I år 2000 var auktionsprincippet ved den dansk/tyske grænse noget kompliceret. E.ON Netz udbød og solgte årskapacitet i november 1999. Auktionen gav kun adgang igennem det tyske net frem til den dansk/tyske grænse. På dansk side afholdtes månedsvise auktioner modsvarende de mængder, som tyskerne havde solgt på årsbasis (retningsbestemte auktioner). Der var dermed ingen sikkerhed for, at de aktører, der havde adgang fra tysk side frem til grænsen var identisk med de aktører, der havde adgang fra dansk side frem til grænsen.
393. Dette forhold forbedres i 2001, hvor E.ON Netz og Eltra enedes om at udlodde gennemgående kapacitet - dvs. hvis en aktør købte en given mængde kapacitet på auktionen, så var aktøren sikret adgang "hele vejen igennem". En del af kapaciteten blev solgt på en årsauktion og en del på månedsauktioner. "Use it or lose it" var gældende. Evt. overskydende kapacitet blev udloddet ved en daglig tildeling (frem til 24. september 2000). Pr. 25. september 2000 blev de daglige tildelinger erstattet af daglige auktioner af overskydende kapacitet. Dette var et stærkt ønske fra Eltra’s side for at øge dynamikken i grænsehandelen og sikre bedre konkurrence i Jylland-Fyn (og modvirke tendenser til misbrug af dominerende stilling).
394. Det er Eltra’s opfattelse, at indførelse af daglige auktioner har bedret samspillet mellem det danske og tyske marked, og der er i dag 25 aktører (hovedparten udenlandske), der handler over den dansk-tyske grænse. Ifølge Eltra er hovedproblemet i det nuværende samspil mellem det danske og tyske marked, at tyske producenter er uvante med timehandel (korttidshandel i det hele taget), hvorfor det som trader kan være vanskeligt at få en aftale i stand med kort varsel og udnytte arbitragemuligheder.
395. Kapaciteten på Øresundsforbindelsen, der forbinder Østdanmark med Sverige, står til Nord Pools rådighed. Det svenske systemansvar, Svenska Kraftnät, begrænser dog ind i mellem kapaciteten på forbindelsen administrativt på grund af interne svenske flaskehalse. For at sikre tilstrækkeligt udbud i Sydsverige begrænser systemansvaret den mængde, der sendes til Danmark.
396. Kapaciteten på Kontekforbindelsen mellem Østdanmark og Tyskland er i sydgående retning bundet/blokeret af gamle aftaler. Af den samlede kapacitet på 600 MW råder Vattenfall over 200 MW, mens en aftale mellem Energi E2 og VEAG (efter 28. juni 2002 Vattenfall Europe AG) råder over 350 MW. De resterende 50 MW er forbeholdt systemansvaret. I nordgående retning har Vattenfall råderet over 200 MW. De resterende 350 MW udbydes fra 1. januar 2002 på måneds- og dagsauktioner. Tidligere blev den ledige kapacitet udbudt på måneds- og årsabonnementer, som fordelte kapaciteten mellem interesserede aktører til en på forhånd fastsat pris.
397. En stor del af kapaciteten på forbindelsen mellem Østdanmark og Tyskland fordeles således gennem gamle og langvarige kontrakter. Dette hæmmer muligheden for, at andre aktører kan komme ind på det Østdanske marked. For at sikre en maksimal grad af konkurrence i Østdanmark bør hele kapaciteten fordeles på ens vilkår uden nogen former for fortrinsrettigheder.
398. Selv hvis 100 pct. af kapaciteten på en given forbindelse allokeres via markedet kan de faktiske kapacitetsbegrænsninger forårsage, at konkurrencen sættes ud af kraft. En analyse af den samfundsmæssige nyttegevinst ved kapacitetsudvidelser i Norden foretaget af Nordel viser, at udbygning af kapacitet mellem Norge og hhv. Vest- og Østdanmark og udbygning mellem Vestdanmark og Sverige vil give den største gevinst.
9 – Danmark som nettoeksportør
399. De store nyttegevinster ved kapacitetsudbygning mellem de danske områder og Norge og Sverige afspejler, at Norge og Sverige i den nærmeste fremtid kommer i underskud af produktionskapacitet som følge af for lille udbygning. (Dette er situationen i vinteren 2002.) I hvert fald i normalår og tørår. Der bliver derfor et voksende behov for transporter af el produceret i Danmark. Danmark forventes ligeledes i stigende grad at blive transitland for transporter fra kontinentet til det øvrige Norden.
400. Eftersom den installerede effekt er aftagende i Norge og Sverige, vil hhv. Elsams og Energi E2’s andel af den samlede installerede effekt i Norden vokse. Selskaberne vil dog fortsat være relativt små sammenlignet med de store nordiske aktører. Det kan dog ikke afvises, at Elsams og Energi E2’s muligheder for at misbruge dominerende stilling på hjemmemarkedet vil tiltage i takt med, at Danmark i højere grad bliver nettoeksportør af elektricitet.
10 – Referencer
Borenstein, Severin, James Bushnell og Steven Stoft. 2000. The competitive effects of transmission capacity in a deregulated electricity industry. RAND Journal of Economics 31: 294-325.
Copenhagen Economics. 2002a. Markedsmisbrug på det østdanske el-marked?. Rapport udarbejdet for Elkraft System. 30. april 2002.
Copenhagen Economics. 2002b. Relevant markets in the Nordic area. www.nordel.org.
Econ. 2001. Market Power and the Nordic Power market. Report 72/01 og 73/01.
Hansen, Kim Lundgaard, Lars Kjølbye og Henrik Saugmandsgaard Øe. 1998. EU-konkurrenceretten. GadJura, Thomson Information A/S.
Nordel. 2002. Nordic Grid Master Plan 2002.
Levinsen, Kirsten. 2001. Konkurrenceloven med kommentarer. Jurist- og Økonomforbundets Forlag.
OECD 2002. Market Power in Electricity Generation Markets. Working Paper No. 2 on Competition and Regulation. DAFFE/COMP/WP2(2002)6.
SKM Energy Consulting. 2002. Kommentarer til Rapporten ”Markedsmisbrug i Det Østdanske Elmarked”. Rapport udarbejdet for Energi E2. 23. maj 2002.
Rapporten "Analyse af handlen via Kontek forbindelsen i perioden 1/10/2000 til 31/12/2001" af 26. august 2002, udarbejdet af SKM Energy Consulting for Energi E2.
Høringssvar af 10. januar 2003 fra advokatfirmaet Kromann Reumert.
Høringssvar af 16. januar 2003 fra Energi E2 ("Energi E2's bemærkninger til Konkurrencestyrelsens foreløbige udkast til afgørelse af 10. december 2002: "Misbrug af dominerende stilling af Elsam A/S og Energi E2 A/S på markederne for elspot i 2000 og 2001"")
NOE Energi A/S har den 28. marts 2003 indbragt afgørelsen for Konkurrenceankenævnet.
Konkurrenceankenævnet kendelse af 19. janaur 2004. Klagen er afvist.
Afgørelsen fra Konkurrenceankenævnet er indbragt for Østre Landsret den 12. marts 2004
Dom fra Vestre Landsret af 6. september 2005
1 Levinsen (2001).
2 Levinsen (2001), side 350.
3 Af klagerne opretholder kun Nordvestjysk Elhandel deres klage i dag.
4 Da Nord Pool allokerer transmissionskapaciteten mellem anmeldelsesområderne, er det ikke muligt at handle bilateralt på tværs af disse, medmindre der er ledig kapacitet.
5 Udover et spotmarked for fysisk levering handles en lang række finansielle kontrakter på Nord Pool, der finmasket kan sikre prisen fra en enkelte dag til flere år ud i fremtiden. I tillæg til spotmarkedet er der etableret et eftermarked (elbas), hvor man i Sverige og Finland har mulighed for at handle tættere på driftstimen.
6 Forkortelse for “Small, Significant Non-transitory Increase in Prices”.
7 De partielle korrelationskoefficienter mellem elpriser er renset for korrelation forårsaget af, at elpriser også på adskilte markeder samvarierer generelt som følge af f.eks. tidspunktet på dagen, og om det er sommer eller vinter, hvilket ikke er et udtryk for markeds-integrationen. Korrelationskoefficienterne er beregnet på time-basis, da produktmarkedet er afgrænset hertil.
8 Copenhagen Economics har beregnet korrelationskoefficienter mellem vestdanske priser og priser på markeder, der med sikkerhed ikke kan henregnes til det relevante geografiske marked. Den partielle korrelation mellem vestdanske og hhv. spanske og hollandske priser fås til 0,24 og 0,29, Copenhagen Economics (2002b). Det er imidlertid vanskeligt at udlede noget heraf.
9 Copenhagen Economics har beregnet korrelationskoefficienter mellem østdanske priser og priser på markeder, der med sikkerhed ikke kan henregnes til det relevante geografiske marked. Den partielle korrelation mellem østdanske og hhv. spanske og hollandske priser fås til 0,11 og 0,36, Copenhagen Economics (2002b). Det er imidlertid vanskeligt at udlede noget heraf.
10 EDF/Seeboard (COMP/M.2890) og EnBW/EDP/CAJASTUR/HIDROCANTABRICO (COMP/M.2684).
11 ”Vedtak om inngrep mot Statkraft Holding AS’ erverv af 45,525 prosent av aksjerne i Agder Energi AS”, V2002-2, 21. marts 2002.
12 EDF/Seeboard (COMP/M.2890) og EnBW/EDP/CAJASTUR/HIDROCANTABRICO (COMP/M.2684).
13 ”Vedtak om inngrep mot Statkraft Holding AS’ erverv af 45,525 prosent av aksjerne i Agder Energi AS”, V2002-2, 21. marts 2002.
14 Hansen et al (1998).
15 Levinsen (2001), side 350.
16 Levinsen (2001), side 351.
17 Levinsen (2001), side 351-532.
18 Den marginale omkostning beregnet på baggrund af den residuale efterspørgsel, som den defineres her, er en ex ante marginalomkostning. Dette skyldes, at den automatiske reservekapacitet, som Elsam skal stille til systemansvarets disposition, ikke altid anvendes. Derfor vil en ex post residual efterspørgsel være mindre end eller lig den residuale efterspørgsel ex ante. Dette overvurderer Elsams marginalomkostninger. En ex post beregning er foretaget i del 6.4.
19 Selskabernes marginalomkostningskurve er sammensat af de enkelte produktionsanlægs gennemsnitsomkostninger og kapacitet. Beregningen af dækningsbidraget er en ex post-beregning. Dvs. den faktiske produktion er anvendt til at bestemme produktionsomkostningerne. Dette står i modsætning til ex ante-beregningen i del 6.3. Her blev Lernerindekset beregnet på baggrund af Elsams marginalomkostninger ex ante. Den eneste forskel er den automatiske reservekapacitet, som Elsam skal have til rådighed ex ante, men som ikke nødvendigvis er anvendt ex post. Dette forhold gør Elsams marginalomkostninger større ex ante end ex post.
20 En flaskehals opstår, hvis kapacitetsbegrænsningen på både Skagerrak- og KontiSkanforbindelsen er bindende i indgående retning. Dvs. udgående flaskehalse er ikke medtaget i analysen.
21 ECON (2001).
22 Pressemeddelelse IP/=01/30: ”Større mulighed for konkurrence om import af elektricitet i Nordeuropå – et skridt hen imod et indre marked for elektricitet”.