Innkreving av residuale nettkostnader med AMS

Transkript

1 Offentlig ISBN nr Innkreving av residuale nettkostnader med AMS På oppdrag fra Norges vassdrags- og energidirektorat 24. mai 2013 THEMA Rapport THEMA Rapport 2012-[nummer hentes fra rapportlisten: Prosjekt/Rapporter]

2 Side 2

3 Om prosjektet Om rapporten: Prosjektnummer: NVE Rapportnavn: Innkreving av residuale nettkostnader med AMS Prosjektnavn: Innkreving av residuale nettkostnader med AMS Rapportnummer: Oppdragsgiver: Norges vassdrags- og energidirektorat ISBN-nummer (elektronisk utgave) Prosjektleder: Åsmund Jenssen Tilgjengelighet: Offentlig Prosjektdeltakere: Silje Elise Harsem Berit Tennbakk Ferdigstilt: 24. mai 2013 Brief summary in English The introduction of smart meters in the Norwegian distribution grid gives new opportunities for network cost recovery through residual tariffs. Ideally, such tariffs should be neutral both in the short and long run and not affect end-users demand for electricity. We find that increased fixed charges and lower energy charges are more efficient than the current high energy charges for households and other small end-users, and may be introduced independently of smart meters. Introducing residual tariffs based on maximum consumption for smaller end-users, which is made possible by hourly metering, will also increase efficiency compared to the current model. However, there are many administrative issues which must be sorted out before choosing a specific model. Om Øvre Vollgate Oslo Foretaksnummer: NO tilbyr spesialistkompetanse innenfor markedsanalyse, markedsdesign og strategirådgivning for energi- og kraftbransjen. Side 3

4 INNHOLD SAMMENDRAG OG KONKLUSJONER INNLEDNING Bakgrunn og problemstilling Om rapporten RAMMEVILKÅR FOR TARIFFER OG TARIFFPRAKSIS I DAG Regelverket for tariffer i distribusjonsnettet Tariffer i praksis Avanserte måle- og styringssystemer Andre rammevilkår Datahub Nordisk sluttmarked og leverandørsentrisk modell VURDERINGSKRITERIER FOR RESIDUALE TARIFFER Samfunnsøkonomisk effektive nettariffer - teori Samfunnsøkonomisk effektivitet i praksis Husholdninger Næringsvirksomhet Infrastruktur Oppsummering Oppfyllelse av forskriftskrav Administrativ håndterbarhet Fordelingsvirkninger ALTERNATIVE MODELLER FOR RESIDUALE TARIFFER Sentrale elementer i alternative modeller Differensiert energiledd Beskrivelse Vurdering Effektavregning Beskrivelse Vurdering effekttariffer generelt Differensiert fastledd Beskrivelse Vurdering Abonnert effekt Beskrivelse Vurdering Side 4

5 4.6 Kvalitetsabonnement Beskrivelse Vurdering KONSEKVENSER FOR KUNDENE AV ALTERNATIVE MODELLER Generelle forutsetninger Differensierte påslag på energileddet Høye fastledd Effektavregning SAMLET VURDERING AV ALTERNATIVE MODELLER REFERANSER Side 5

6 SAMMENDRAG OG KONKLUSJONER Bakgrunn og problemstilling AMS-målere (avanserte måle- og styresystemer) skal i henhold til gjeldende planer installeres hos samtlige sluttbrukere i det norske kraftmarkedet innen 1. januar Innføring av AMS vil gjøre det mulig å tariffere nettleien i distribusjonsnettet på andre måter enn i dag. Forbruket av kraft skal heretter avregnes på timebasis også for husholdninger og andre energimålte kunder, selv om det kan komme unntak for de minste sluttbrukerne. NVE har som reguleringsmyndighet for kraftsektoren ansvar for å lage et regelverk som bidrar til samfunnsøkonomisk effektiv utnyttelse og utvikling av nettet. Et viktig element i regelverket er hvordan nettselskapenes residuale inntektsbehov dekkes inn, det vil si den andelen av nettselskapenes tillatte inntekter som ikke dekkes av tariffer som gir prissignaler. I dag dekkes det residuale inntektsbehovet i distribusjonsnettet gjennom en kombinasjon av energiledd, fastledd og effektledd. Det er store variasjoner mellom nettselskapene i hvordan de residuale tariffene er utformet. Med AMS vil det oppstå nye muligheter til å utforme tariffer. Problemstillingen vi drøfter, er følgende: Hvordan kan AMS bidra til en samfunnsøkonomisk mer effektiv innkreving av residuale nettkostnader i distribusjonsnettet? Vi sikter da til tariffer som ikke skal gi prissignaler, men bare bidra til kostnadsdekning for nettselskapene innenfor selskapenes inntektsrammer. Residuale tariffer må oppfylle krav til samfunnsøkonomisk effektivitet, men må også være mulige å implementere i praksis til akseptable kostnader Det overordnede vurderingskriteriet er samfunnsøkonomisk effektivitet på kort og lang sikt, det vil si tariffmodellenes konsekvenser for utnyttelsen av nettet på kort sikt og utviklingen av nettet på lang sikt. Tariffer som dekker residuale nettkostnader, skal ideelt sett virke mest mulig nøytralt på tilpasningen til nettkundene. Det vil si at de residuale tariffene ikke skal påvirke kundenes etterspørsel etter overføring av kraft på kort eller lang sikt. Vi forutsetter da at prissignaler som reflekterer marginale kostnader ved økt uttak gis gjennom andre tariffer (for eksempel marginaltap, kapasitetsavgifter og anleggsbidrag). I den grad utformingen av de residuale nettariffene påvirker incentivene til å velge andre energiløsninger, er det vårt utgangspunkt at slike incentiver best ivaretas gjennom annen virkemiddelbruk (avgifter eller støtteordninger). Det vil si at vi ikke vurderer de residuale tariffene som virkemidler for energieffektivisering eller andre tiltak. I tillegg er de administrative kostnadene for nettselskapene ved nye modeller et kriterium. I den forbindelse er det et poeng at tariffmodellene som drøftes, bør kunne tas i bruk av alle nettselskaper og være anvendbare for alle grupper av nettkunder. Fra et kundeperspektiv er det trolig ønskelig at modellen er så enkel som mulig. Et annet kriterium er at den valgte modellen bør være kompatibel med planlagte endringer i sluttmarkedet for kraft, herunder den leverandørsentriske modellen som er foreslått for det felles nordiske sluttmarkedet for kraft (kraftleverandørene skal fakturere på vegne av nettselskapene). Hvorvidt modellene som analyseres er i samsvar med gjeldende forskriftskrav til nettariffer (herunder kravet om differensiering ut fra objektive og kontrollerbare kriterier basert på relevante nettforhold), er ikke en begrensende faktor. Mange mulige modeller for de residuale tariffene Det er i prinsippet en rekke forskjellige modeller for utforming av residuale tariffer. Aktuelle tariffledd i dagens regelverk er energiledd, effektledd og fastledd, og vi legger til grunn at disse vil være grunnlaget også i framtiden. AMS gir imidlertid nye muligheter til å differensiere mellom Side 6

7 kunder som i dag bare avkreves energiledd og fastledd. Mulige differensieringskriterier kan være faktisk effektuttak, prisfølsomhet i etterspørselen etter kraft, kundegruppe (som benyttes også i dag), brukstid eller samlokalisering mellom uttak og innmating (småskala vannkraft, passivhus, elbiler osv.). Videre er det mulig å tenke seg at kundene selv velger residual tariff ut fra egne preferanser. Ordninger med abonnert effekt eller kvalitetsabonnement er eksempler på modeller der AMS gir nye muligheter både økonomisk (avregning basert på faktisk effekt i forhold til abonnert effekt) og fysisk (brudd eller struping i forsyningen til enkeltkunder basert på effektgrenser eller kundenes kvalitetskrav i anstrengte situasjoner). Fastledd er mest nøytrale, men andre modeller kan også forbedres med AMS Når det gjelder prissignaler, er det klart at fastleddet er den mest nøytrale metoden for inndekning av de residuale nettkostnadene. I den grad kundene har incentiver til å redusere fastleddet gjennom fellesmåling, ivaretas det av andre reguleringer. Differensiering av fastleddet mellom kundegrupper kan teoretisk sett gi kundene incentiver til å velge kundegruppe strategisk, men de praktiske mulighetene for slik tilpasning er begrenset. Modeller basert på at det residuale inntektsbehovet hentes inn via påslag på energileddet gir prissignaler som er samfunnsøkonomisk uheldige. Her kan differensiering ut fra observert prisfølsomhet, en finere kundegruppeinndeling eller brukstid gi mindre effektivitetstap enn dagens modell med generelle påslag. Modeller basert på effektuttak vil særlig gi langsiktige prissignaler som kan gi for sterke incentiver til å velge alternativer til elektrisitet. Det er likevel ikke sannsynlig at konsekvensene blir særlig store ved å gå over til effektavregning av kunder som er energimålt i dag. Trolig vil disse kundene reagere mindre på effekttariffer enn på energiledd inklusive påslag. Effekttariffene kan dessuten gjøres relativt nøytrale ved å basere avregningsgrunnlaget på tilfeldige referansetimer eller gjennomsnittet av et visst antall timer med høyest effektuttak i en gitt periode. Endelig har effekttariffer interessante egenskaper dersom det på et tidspunkt er ønskelig å reflektere samlokalisering mellom produksjon og forbruk i distribusjonsnettet, slik det gjøres i sentralnettet og en del regionalnett i dag. Tariffer basert på installert effekt (sikringsstørrelse) og abonnert effekt vil ha mange av de samme virkningene med hensyn til prissignaler som andre effektbaserte tariffer. Med abonnert effekt gis det imidlertid i tillegg et eksplisitt prissignal som straffer økt uttak selv om det skulle være ledig kapasitet i nettet (noe det normalt vil være i distribusjonsnettet eventuelle knappheter i overliggende nett eller produksjonssystemet må antas å bli håndtert gjennom andre prissignaler). En ordning med kvalitetsabonnement gir primært langsiktige prissignaler. Kunder får en økonomisk gevinst av å velge lav kvalitet, men det kan på sin side kreve at de installerer alternative energiløsninger. Det vil trolig være en betydelig risiko for at prisforskjellene mellom ulike abonnementer gir for sterke prissignaler, særlig når vi tar hensyn til at energileddet og anleggsbidrag også gir slike signaler. Ulike modeller har forskjellige egenskaper med hensyn til administrative kostnader Rent teknisk er det enkelt å implementere en rekke forskjellige modeller for de residuale tariffleddene med AMS. De alternative modellene skiller seg likevel fra hverandre med hensyn til de administrative kostnadene. Særlig er integrasjonen med en sentral datahub og en leverandørsentrisk modell viktig, i tillegg til kundenes forståelse av tariffene og risikoen for klager og høyere kostnader til kundehåndtering. Den planlagte innføringen av en datahub og en leverandørsentrisk modell i et felles nordisk sluttbrukermarked tilsier at det vil være ønskelig med mest mulig standardisering av de residuale tariffene. Overordnet innebærer det at nettselskapene bør gis færre frihetsgrader til å utforme de residuale nettariffene i framtiden. Mest mulig like tariffstrukturer er en forutsetning for å få til standardisering. I motsatt tilfelle vil det påløpe kostnader både for datahuben og Side 7

8 kraftleverandørene ved at de må forholde seg til mange ulike tariffsystemer. Fastledd og energiledd vil være en relativt enkel løsning, mens ulike modeller for effektavregning kan være mer krevende. Det gjelder spesielt dersom selskapene opererer med ulike trappetrinnsstrukturer for effekttariffene. Dersom effektuttaket avregnes på årlig basis, kan det også oppstå praktiske utfordringer knyttet til avregningsperiodene for øvrige tariffelementer og kostnadene ved kraftleveranser (for eksempel kan det bli behov for à konto-fakturering av residuale ledd). Slike avvik er enkle å håndtere for store kunder, men medfører trolig en del merarbeid og spesialtilpasninger hos leverandører og datahub når det skal gjøres gjeldende for mange kunder. Effektbaserte residuale tariffer kan også kreve økte kostnader til kundehåndtering, i hvert fall i en innledende fase etter overgangen til en ny modell. Dersom standardisering av tariffstrukturer gjennomføres i stor utstrekning, kan det tenkes å skape større svingninger i inntektene for enkelte nettselskaper, noe som i så fall vil gi større variasjoner i selskapenes mer-/mindreinntektssaldoer. Selv om fastledd på mange måter er en enkel modell, kan det være vanskelig å fastsette et riktig nivå på fastleddet for ulike kundegrupper. Fastleddene skal i prinsippet være nøytrale, men det kan tenkes at de administrative utfordringene gir incentivvirkninger. En grov tilnærming kunne for eksempel være å differensiere ut fra størrelse på forbruk. Da vil fastleddet nærme seg en tariff på samlet energiforbruk eller effektuttak, noe som i sin tur kan gi incentiver til å begrense elforbruket. Den praktiske betydningen av dette er likevel trolig begrenset. Ordninger med abonnert effekt og kvalitetsabonnement vil kreve mer av kundene, og vil også medføre kostnader for selskapene (og datahuben) knyttet til oppdatering av kundespesifikk informasjon. Valg av modell avhenger av myndighetenes prioriteringer Med utgangspunkt i diskusjonen ovenfor, er det klart at ulike modeller har til dels svært forskjellige egenskaper. Hva slags modell som er best egnet, avhenger derfor av myndighetenes prioriteringer av ulike mål: Prioritering av mest mulig nøytrale tariffer innebærer at de residuale tariffene bør baseres på fastledd eller avregning på grunnlag av faktisk effektuttak i referansetimer. Effektavregning er å foretrekke framfor differensierte påslag på energileddet dersom myndighetene ønsker en enklest mulig tariffstruktur som kan gjøres gjeldende for alle nettkunder, også næringskunder (forutsatt at det ikke opereres med for mange forskjellige tariffer ut fra størrelse på effektuttak eller andre forhold). Vi forutsetter at effektleddet utformes mest mulig nøytralt. Dersom unntakene fra AMS blir omfattende, vil imidlertid mulighetene for å oppnå en enkel tariffstruktur begrenses. Da er trolig påslag på energileddet et bedre alternativ, ettersom det gjør det mulig å likebehandle kundene som er energimålt i dag. Innføring av en leverandørsentrisk modell og sentral datahub kan rent teknisk kombineres med mange forskjellige modeller. Fastledd er imidlertid den enkleste modellen. Påslag på energileddet er også relativt enkelt å håndtere, forutsatt at det ikke lages for kompliserte modeller for differensiering av påslaget. Dersom effektavregning velges, er det ønskelig at effektuttaket måles og avregnes jevnlig for å unngå unødvendig kompliserte avregningsmodeller. Samlet sett er det vår vurdering at en utvidelse av dagens effektavregning eller økt bruk av fastledd peker seg ut som de mest aktuelle alternativene, men detaljutformingen av modellene vil være viktig. Unntak fra AMS vil uansett begrense potensialet for forenkling og standardisering av de residuale tariffene. Side 8

9 1 INNLEDNING 1.1 Bakgrunn og problemstilling AMS-målere (avanserte måle- og styresystemer) skal i henhold til gjeldende planer installeres hos samtlige sluttbrukere i det norske kraftmarkedet innen 1. januar Innføring av AMS vil gjøre det mulig å tariffere nettleien i distribusjonsnettet på andre måter enn i dag, med utgangspunkt i at forbruket av kraft heretter skal avregnes på timebasis også for husholdninger og andre energimålte kunder (selv om det kan komme unntak for de minste sluttbrukerne). NVE har som reguleringsmyndighet for kraftsektoren ansvar for å lage et regelverk som bidrar til samfunnsøkonomisk effektiv utnyttelse og utvikling av nettet. Et viktig element i regelverket er hvordan nettselskapenes residuale inntektsbehov dekkes inn, det vil si den andelen av nettkostnadene (nettselskapenes tillatte inntekter) som ikke dekkes av tariffer som gir prissignaler. I dag dekkes det residuale inntektsbehovet i distribusjonsnettet gjennom en kombinasjon av energiledd, fastledd og effektledd (der kombinasjonen varierer mellom ulike kundegrupper). Gitt NVEs mandat er det av interesse å vurdere om AMS gir nye muligheter for å dekke de residuale nettkostnadene. Av særlig interesse er det at AMS vil gi informasjon om variasjoner i forbruket og maksimalt effektuttak for alle nettkunder, selv de minste. Problemstillingen vi drøfter i denne rapporten, er følgende: Hvordan kan AMS bidra til en samfunnsøkonomisk mer effektiv innkreving av residuale nettkostnader i distribusjonsnettet? Vi sikter da til tariffer som ikke skal gi prissignaler, men bare bidra til kostnadsdekning for nettselskapene innenfor selskapenes inntektsrammer. Det overordnede vurderingskriteriet er samfunnsøkonomisk effektivitet på kort og lang sikt, det vil si tariffmodellenes konsekvenser for utnyttelsen av nettet på kort sikt og utviklingen av nettet på lang sikt. Tariffer som dekker residuale nettkostnader, skal ideelt sett virke mest mulig nøytralt på tilpasningen til nettkundene. Hvorvidt modellene gir uheldige prissignaler, er derfor et sentralt spørsmål. I tillegg er de administrative kostnadene for nettselskapene ved nye modeller et kriterium. I den forbindelse er det et poeng at tariffmodellene som drøftes, bør kunne tas i bruk av alle nettselskaper og være anvendbare for alle grupper av nettkunder. I den grad utformingen av de residuale nettariffene påvirker incentivene til å velge andre energiløsninger, er det vårt utgangspunkt at slike incentiver best ivaretas gjennom annen virkemiddelbruk (avgifter eller støtteordninger). Det vil si at vi ikke vurderer de residuale tariffene som virkemidler for energieffektivisering eller andre tiltak. De generelle kravene til tariffer i energilovforskriften innebærer at tariffene bare kan differensieres etter objektive og kontrollerbare kriterier basert på relevante nettforhold og at nettselskapene skal opptre nøytralt og ikke-diskriminerende. Vi drøfter derfor hvorvidt alternative modeller faktisk kan sies å oppfylle disse formelle kravene, men vi ønsker ikke å utelukke modeller som ikke nødvendigvis oppfyller dagens krav. For enkelhets skyld vil vi omtale tariffer som bidrar til innkreving av residuale nettkostnader som residuale tariffer i rapporten. 1.2 Om rapporten Rapporten er utarbeidet på oppdrag fra Norges vassdrags- og energidirektorat, og har følgende innhold: I kapittel 2 beskriver vi kort dagens regelverk og praksis for tariffering. I tillegg beskriver vi viktige egenskaper ved AMS og andre rammevilkår som kan være relevante for utviklingen av tariffregelverket. I kapittel 3 drøfter vi kriteriene for samfunnsøkonomisk effektive tariffer og andre sentrale vurderingskriterier vi legger til grunn i analysen. Side 9

10 I kapittel 4 analyserer vi alternative modeller for innkreving av de residuale nettkostnadene på prinsipielt grunnlag. I kapittel 5 illustrerer vi konsekvensene av alternative modeller for ulike kundegrupper i distribusjonsnettet ved hjelp av konkrete eksempler. I kapittel 6 oppsummerer vi hovedresultatene fra analysen og gir våre anbefalinger om innkreving av residuale nettkostnader ved AMS. NVE har bidratt med innspill og kommentarer i arbeidet. I tillegg har vi hatt samtaler med et utvalg nettselskaper for å få innspill til både de prinsipielle og empiriske delene av analysen, herunder de praktiske implikasjonene av ulike modeller. Alle resultater og konklusjoner står imidlertid for THEMAs regning alene. Side 10

11 2 RAMMEVILKÅR FOR TARIFFER OG TARIFFPRAKSIS I DAG Regelverket for utformingen gir nettselskapene betydelige frihetsgrader til å utforme de residuale tariffene for spesielt energimålte kunder i distribusjonsnettet, og praksis for inndekning av de residuale nettkostnadene varierer betraktelig. AMS vil gi nye muligheter for å definere residuale tariffer. Samtidig må eventuelle endringer ses i lys av innføringen av et nordisk sluttbrukermarked for kraft og utviklingen av en datahub som skal fungere som kontaktpunkt mellom kraftleverandører og nettselskaper. I dette kapitlet beskriver vi kort sentrale rammevilkår for tariffer i distribusjonsnettet i dag. I tillegg beskriver vi tariffpraksis i utvalgte nettselskaper og drøfter implikasjonene av mulige endringer i rammevilkårene. 2.1 Regelverket for tariffer i distribusjonsnettet Dagens regelverk for tariffer i distribusjonsnettet blir i hovedsak beskrevet i Energilovforskriften, Forskrift om kontroll av nettvirksomhet, samt Forskrift om kraftomsetning og nettjenester. Energilovforskriften 4-4 ledd d) om Markedsadgang og tariffer fastslår at konsesjonærene skal sørge for markedsadgang for alle som etterspør nettjenester til ikke-diskriminerende og objektive punkttariffer og vilkår. Med punkttariffer forstås tariffer som er referert kundens tilknytningspunkt til nettet, og som er uavhengig av avtaler om kraftkjøp/-salg. Konsesjonærene fastsetter tariffene. Med tariffer forstås alle priser og annen økonomisk godtgjørelse som konsesjonæren fastsetter for tilknytning til og bruk av elektriske nettanlegg. Tariffene skal utformes slik at de i størst mulig grad gir signaler om effektiv utnyttelse og effektiv utvikling av nettet. Tariffene kan differensieres etter objektive og kontrollerbare kriterier basert på relevante nettforhold. I forskrift om økonomisk og teknisk rapportering, inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer kapittel del V beskrives nettselskapenes rammevilkår for tariffering. I denne sammenheng er det særlig kapittel 13 og 14 som er aktuelle. Her sies det blant annet at nettariffer skal utarbeides etter følgende grunnstruktur: Bruksavhengige ledd og ande tariffledd. - De bruksavhengige leddene består av energiledd og kapasitetsledd. Energileddet skal i hovedsak settes ut fra marginale tapskostnader i nettet. Kapasitetsleddet kan brukes til å skape balanse mellom overføringsbehov og nettkapasitet, og kan benyttes når overføringsbehovet overstiger kapasiteten i nettet. - Andre tariffledd skal dekke kostnader som ikke dekkes av de bruksavhengige leddene. Samme forskrift kapittel 14 beskriver mer uttømmende i 14-2 hvordan tariffer for ordinære uttak i distribusjonsnettet skal utformes. Kunder uten effektavregning skal avregnes etter et fastledd og et energiledd, der: - Fastleddet skal dekke kundespesifikke kostnader og en andel av de øvrige faste kostnadene i nettet - Energileddet skal dekke marginale tapskostnader og kan i tillegg dekke en andel av de øvrige kostnadene som ikke kreves inn gjennom fastleddet Kunder med effektavregning skal belastes et fastledd, energiledd og effektledd. - Fastleddet skal som et minimum dekke de kundespesifikke kostnadene - Energileddet skal som et minimum dekke marginale tapskostnader i nettet - Effektleddet skal baseres på kundens effektuttak i definerte perioder. Videre fastslår samme forskrift at det skal utarbeides ulike tariffer for lavspent og høyspent uttak - For lavspent uttak er det fastsatt at effektleddene skal være kvantumsdifferensierte. I betydning av at kunder betaler samme sats ved første trinn og lavere satser ved de senere Side 11

12 trinn. Forskriften åpner imidlertid for at tariffene kan fastsettes på en annen måte om det gir tilsvarende virkning. Netteier er videre pålagt å tilby tariffer med tidsdifferensiert energiledd til alle kunder som er pålagt måleravlesning flere ganger i året. Videre er Forskrift om måling, avregning og samordnet opptreden av kraftomsetning og fakturering av nettjenester relevant da den beskriver rammevilkårene til avanserte måle- og styringssystem (se nedenfor) og krav til fakturautforming og informasjon til nettkundene. 2.2 Tariffer i praksis Forbrukerne betaler for distribusjonen av strøm gjennom nettleie og anleggsbidrag. Nettleien er sammensatt av et energiledd og residuale ledd: et fastledd og eventuelt et effektledd. Målet med de residuale leddene er å sikre kostnadsdekning for nettselskapene. Fastleddet er utformet som en fast sum per år, mens effektleddet fastsettes ut fra kundens effektforbruk i definerte perioder. Det er typisk store kunder med timesmåling som ilegges effektledd. Fast- og effektleddet består i dag for omtrent 50 prosent av inntektene i distribusjonsnettet. Figur 2-1 viser at fordelingen mellom energi-, fast- og effektledd varierer mellom konsesjonsområde og kundegruppe. Energimålte kunder har høy andel energiledd og fastledd, mens større kunder har en lav andel energiledd. For større kunder dekkes residualleddet hovedsakelig gjennom effektleddet. Figur 2-1: Fordeling av tariffinntekter på ulike kundegrupper Husholdninger og jordbruk MIndre næring - kun energimåling 100 % 100 % 90 % 90 % 80 % 80 % 70 % 70 % 60 % 60 % 50 % 50 % 40 % 40 % 30 % 30 % 20 % 20 % 10 % 10 % 0 % Hafslund Eidsiva Lyse BKK NTE Troms 0 % Hafslund Eidsiva Lyse BKK NTE Troms Fastledd Effektledd Energiledd Fastledd Effektledd Energiledd Næring kw Næring (>1000 kw) 100 % 100 % 90 % 90 % 80 % 80 % 70 % 70 % 60 % 60 % 50 % 50 % 40 % 40 % 30 % 30 % 20 % 20 % 10 % 10 % 0 % Hafslund Eidsiva Lyse BKK NTE Troms 0 % Hafslund Eidsiva Lyse BKK NTE Troms Fastledd Effektledd Energiledd Fastledd Effektledd Energiledd Kilde: NVE Statistikk over nettleie i regional- og distribusjonsnettet Nivået på nettleien påvirkes av forskjeller i selskapenes nettkostnader og dermed forskjeller i inntektsramme og grunnlaget for fastsettelse av nettleie. Inntektsrammen til selskapene er påvirket av blant annet naturgitte forhold som klima og topografi, alder på nettet, og selskapenes kostnadsnivå sammenliknet med andre selskap. Nettselskapene har en viss frihet ved utforming av nettleien for brukerne i sitt leveringsområde. Dette fører til variasjoner i tariffstruktur mellom selskapene. Blant annet velger ulike nettselskaper ulike måter å fordele inntektene fra fasteleddet og energileddet til energimålte kunder. Side 12

13 Energileddet i dag er for de fleste kunder uten timemålere 2 til 3 ganger høyere enn de variable kostnadene, og er fastsatt ut fra en sjablongmessig tilnærming. 2.3 Avanserte måle- og styringssystemer Avanserte måle- og styringssystemer (AMS) innebærer at gamle, mekaniske strømmålere erstattes med målesystemer basert på moderne teknologiske løsninger hos alle norske husstander og næringskunder. AMS har primært tre funksjoner: måling, kommunikasjon og styring. 1. Målefunksjonaliteten tilrettelegger for registrering av energiforbruket hos sluttbruker 2. Kommunikasjonsfunksjonaliteten bidrar til overføring av data mellom sluttbruker og nettselskapet. 3. Styringsfunksjonaliteten innebærer at nettselskapet kan fjernstyre og begrense effektuttaket hos den enkelte kunde. I Forskrift om måling, avregning og samordnet opptreden ved kraftomsetning og fakturering av nettjenester fastslås konkrete tekniske krav til AMS og hvilke oppgaver utstyret skal kunne utføre. Under vil vi kort gå gjennom de mest relevante kravene i denne sammenheng. AMS skal lagre målerverdier med en registreringsfrekvens på maksimalt 60 minutter, og kunne stilles om til en registreringsfrekvens på minimum 15 minutter. En hyppigere registrering av målerverdiene legger til rette for at mindre kunder på sikt kan delta i spotog balansemarkedet. Videre skal disse målerverdiene overføres til nettselskapet etter at driftsdøgnet er avsluttet, og tilgjengeliggjøres for sluttbruker og kraftleverandør (gitt sluttbrukers fullmakt) innen kl neste dag. AMS skal ha et standardisert grensesnitt som legger til rette for kommunikasjon med eksternt utstyr basert på åpne standarder, og kunne tilknyttes og kommunisere med andre typer målere. Sistnevnte innebærer at blant annet gassmålere, fjernvarmemålere og vannmålere skal kunne tilknyttes og overføre data over AMS. Nettselskapet har plikt til å formidle informasjon mellom tredjepartsleverandører og sluttbruker, men AMS-kanalen skal først og fremst være dimensjonert til å dekke nettselskapene og kraftleverandørens behov for overføring av data. Målerverdiene skal formidles til sluttbrukeren via Internett på en måte som muliggjør sammenligning av forbruk, kostnader og priser over tid. Informasjonen skal også kunne publiseres på et display, hvor både kraftleverandører og nettselskap skal sende henholdsvis pris- og tariffinformasjon til displayet. Via AMS skal nettselskapet også kunne bryte og begrense effektuttaket i det enkelte målepunkt. En slik funksjon åpner for rasjonering av kunders strømforbruk i knapphetssituasjoner, og at sluttbrukere kan delta i effektmarkedet. AMS gjør det på denne måten mulig å avregne nettkundene på grunnlag av faktisk forbruk pr. time samt forbruket i definerte tidsperioder (for eksempel maksimalt effektuttak, eller effektuttak i referansetimer). AMS gir også opphav til en betydelig mengde informasjon om kundenes kraftforbruk over tid. 2.4 Andre rammevilkår Datahub Statnett har på oppdrag fra NVE anbefalt at det etableres en datahub som skal fungere som kraftleverandørenes og tjenesteleverandørenes kontaktpunkt mot nettselskapene for måleverdier, leverandørbytter, innflytting, utflytting, oppsigelse samt autorisasjon og informasjonsutveksling i forbindelse med AMS-tilleggstjenester. Side 13

14 Etableringen av en datahub kan ha betydning for kostnadene ved ulike tarifferingsmodeller, herunder både tilgangen på ulike typer data og mulighetene for å etablere ulike avregningsalgoritmer Nordisk sluttmarked og leverandørsentrisk modell Ifølge NordREGs veikart skal et harmonisert sluttbrukermarked innføres i de nordiske landene innen I henhold til veikartet skal markedet utformes rundt en såkalt leverandørsentrisk modell, noe som innebærer at kraftleverandørene skal fakturere både for nettleie og levert strøm. Hensikten med dette er å bedre konkurransen på tvers av landegrensene. NordREGs veikart peker på harmonisering av en rekke regelverk og krav som en sentral forutsetning for et velfungerende felles sluttbrukermarked i Norden. Det er en rekke sentrale forhold og rutiner som ifølge NordREG bør eller kan bli harmonisert. Av særlig relevans for tarifferingsspørsmål er følgende: Ansvarsfordeling i forhold til kontaktflaten med sluttbruker (leverandør, nettselskap) Fakturering (hvem fakturerer for hva, standardinformasjon på faktura, etc.) Informasjonsutveksling (hvem rapporterer hva til hvem, hvem har ansvar for å lagre informasjon, etc.) Tilgang til data og måling I utgangspunktet forutsetter vi at fakturaen til nettkundene og informasjonsgrunnlaget deres blir det samme, enten det innføres en leverandørsentrisk modell eller nettselskapene fakturerer separat som i dag. Det vil si at kundene får detaljert informasjon om grunnlaget for nettleien fordelt på ulike tariffledd, avgifter og andre kostnader. Vi forutsetter videre at det etableres en datahub som gir alle leverandører enkel tilgang til informasjon om nettariffene og avregningsgrunnlaget i ulike nettområder. Vi kommer imidlertid tilbake til betydningen av disse forutsetningene i analysen. Side 14

15 3 VURDERINGSKRITERIER FOR RESIDUALE TARIFFER De residuale nettariffene bør utformes slik at de oppfyller krav til samfunnsøkonomisk effektivitet i størst mulig grad. Det innebærer blant annet at kundene med den minst prisfølsomme etterspørselen etter overføring betaler en relativt større andel av de residuale nettkostnadene. Samtidig må tariffene være mulige å håndtere i praksis til akseptable administrative kostnader. I dette kapitlet drøfter vi vurderingskriteriene vi legger til grunn for analysen, med utgangspunkt i samfunnsøkonomisk teori om optimale tariffer for overføring av kraft. 1 Deretter drøfter vi kriteriene for samfunnsøkonomisk effektivitet i praksis samt andre relevante kriterier (administrativ håndterbarhet, oppfyllelse av forskriftskrav og fordelingsvirkninger). 3.1 Samfunnsøkonomisk effektive nettariffer - teori Overføringsnettet for kraft er et naturlig monopol. Naturlig monopol i distribusjonen av kraft følger av at det er store faste kostnader knyttet til etablering og vedlikehold av nettet, mens de variable kostnadene knyttet til selve kraftoverføringen er små. Det innebærer at gjennomsnittskostnadene er fallende med økende distribusjon, og at kraftnettet er preget av betydelige stordriftsfordeler. I henhold til samfunnsøkonomisk teori oppnår samfunnet en optimal ressursutnyttelse når prisene reflekterer de marginale kostnadene. Prising ut fra marginale nettkostnader gir derfor samfunnsøkonomisk optimal nettutnyttelse, også når nettet utgjør et naturlig monopol. Optimale tariffer skal reflektere marginalkostnadene ved bruk av nettet Vi ser i første omgang bort fra de faste kostnadene, dvs. kostnadene som ikke varierer med det løpende forbruket på svært kort sikt. De variable kostnadene i kraftnettet utgjør en relativt liten andel av de totale nettkostnadene, og består i all hovedsak av kostnader knyttet til overføringstap. Tapene er tilnærmet kvadratiske som funksjon av overført energi, hvilket kan reflekteres i en lineært stigende kortsiktig marginal kostnad. Figur 3-1: Samfunnsøkonomisk optimale nettariffer Øre/kWh Etterspørsel etter overføring KO Kortsiktig marginalkostnad p* PO x* kwh 1 Beskrivelsen av det teoretiske grunnlaget for optimale tariffer er basert på ECON (2006) og Joskow (2005). Side 15

16 Den optimale prisen for bruken av nettet er den som gir likhet mellom etterspørsel etter overføring og den kortsiktige marginalkostnaden. Reflektert ved p* i Figur 3-1. Ved pris lik p* vil det samfunnsøkonomiske overskuddet være størst, reflektert ved PO + KO i figuren. Samfunnsøkonomiske optimale nettariffer innebærer bedriftsøkonomiske tap Nettselskap har imidlertid også faste kostnader som må dekkes inn. Siden gjennomsnittskostnadene i kraftnettet er fallende, vil ikke en prissetting som vist i foregående avsnitt dekke alle kostnadene. Sammenhengen mellom den bedriftsøkonomiske og samfunnsøkonomiske optimale tilpasningen er vist i Figur 3-2 under. Den kortsiktige marginalkostnaden, reflektert ved nettapene, er fortsatt stigende. Den langsiktige gjennomsnittskostnaden, som også inkluderer de faste kostnadene, er fallende. Figur 3-2: Optimale nettariffer dekker ikke totale nettkostnader Øre/kWh Etterspørsel etter overføring p AC p* KO U PO Gjennomsnittskostnad Kortsiktig marginalkostnad x* kwh En pris lik p* gir et bedriftsøkonomisk underskudd lik arealet U i figuren. Samlede inntekter er reflektert ved arealet p*x*, mens kostnadene er gitt av arealet p AC x*. Så lenge summen av produsent- og konsumentoverskuddet er større enn det bedriftsøkonomiske underskuddet, vil dette likevel gi en samfunnsøkonomisk optimal nettutnyttelse. En pris lik P AC gir et lavere forbruk enn det som er samfunnsøkonomisk optimalt, og innebærer følgelig et samfunnsøkonomisk tap. Gitt en samfunnsøkonomisk optimal prissetting skaper de faste kostnadene et residualt inntektsbehov. Vi vil videre referere til kostnadene som ikke dekkes av marginaltapsleddet (de faste kostnadene) som residuale kostnader. Deler av de residuale nettkostnadene kan dekkes av tariffer som gir andre typer prissignaler, herunder: Anleggsbidrag og tilknytningsgebyrer kan blant annet benyttes til å dekke kostnader ved kundespesifikke investeringer. Kapasitetsavgifter som reflekterer knapphet på kapasitet (forutsetter timesmåling). Tariffer som reflekterer sannsynligheten for avbrudd. Slike tariffer kan utformes som en stigende funksjon av belastningen i nettet. Forutsetter timesmåling. Nettutbygging er forbundet med betydelige skalafordeler. Ved utvidelse av nettkapasiteten lønner det seg derfor som regel å bygge ut mer enn det den marginale etterspørselen etter overføringskapasitet tilsier. Marginalkostnaden ved å utvide overføringskapasiteten vil da normalt sett være liten i forhold til gjennomsnittskostnaden ved kapasitetsøkningen. Tariffer som Side 16

17 reflekterer marginalkostnaden ved kapasitetsøkninger, vil altså ikke være tilstrekkelige til å dekke de totale nettkostnadene. En forutsetning for samfunnsøkonomisk korrekte prissignaler er at de reflekterer de marginale kostnadene ved å utvide kapasiteten. Dersom de residuale kostnadene skal dekkes av tariffer som gir prissignaler, vil gjerne signalene som sendes være for sterke i forhold til de underliggende marginale kostnadene av en kapasitetsøkning. En slik prissetting vil da innebære et samfunnsøkonomisk tap. De residuale kostnadene bør inndras på en minst mulig vridende måte De residuale kostnadene må da enten dekkes over skatteseddelen eller gjennom brukerbetaling. I praksis benyttes gjerne brukerbetaling, da finansiering via skattesystemet gjerne innebærer andre samfunnsøkonomiske kostnader. Spørsmålet blir derfor hvordan ulike former for brukerbetaling kan brukes til å dekke de residuale kostnadene. Følgende samfunnsøkonomiske kriterier bør legges til grunn for vurderingen: Optimal nettutnyttelse Riktige investeringer i nett, produksjon, forbruk og alternativer til elektrisitet Den samfunnsøkonomiske litteraturen om inndekning av residuale inntektsbehov i regulerte monopoler omhandler særlig to prismodeller: Ramsey-priser: Ramsey-prising innebærer at en prisdifferensierer ulike kunder eller kundegrupper basert på deres etterspørselselastisitet. I betydning av at de minst prisfølsomme kundene betaler det største påslaget. Gjennom en slik prismodell får nettselskapet dekket sine kostnader, samtidig som vridningen i etterspørselen utover den samfunnsøkonomisk optimale løsningen blir minst mulig. Todelte tariffer. I en todelt tariff modell betaler nettkundene et variabelt ledd per kwh og et fastledd. Det variable leddet skal reflektere kortsiktige marginalkostnader, som nettap og kapasitetsbegrensninger. Det faste leddet skal virke minst mulig vridende på nettbrukernes beslutninger om bruk av nettet på kort og lang sikt, og slik oppfylle kravene om optimal nettutnyttelse og samfunnsøkonomisk riktige investeringer. Prinsippet om Ramsey priser illustreres i Figur 3-3 under. Grafen til venstre reflekterer en kunde med relativt høy prisfølsomhet (Kunde 1), mens grafen til høyre reflekterer en kunde med relativt lav prisfølsomhet (Kunde 2). Det residuale inntektsbehovet er gitt ved areal F. Begge kundene betaler i utgangspunktet p*. Dersom de residuale inntektsbehovet skal dekkes ved å øke prisen til Kunde 1, må prisen økes til P R1. Til pris P R1 vil kunden redusere sitt forbruk til x R1. Påslaget innebærer et samfunnsøkonomisk tap tilsvarende areal T 1. Dersom det residuale inntektsbehovet derimot skal dekkes av Kunde 2, må prisen kun reduseres til p R2. Til pris p R2 vil kunden redusere sitt forbruk til x R1. Påslaget innebærer et samfunnsøkonomisk tap lik areal T 2. Vi ser at det samfunnsøkonomiske tapet er betydelig lavere dersom Kunde 2 dekker det residuale inntektsbehovet. Det er følgelig mest gunstig fra et samfunnsøkonomisk synspunkt å pålegge Kunde 2 mest mulig av de residuale kostnadene. Side 17

18 Figur 3-3: Inndekning av residuale kostnader via Ramsey-prising Øre/kWh Kunde 1 Kunde 2 Øre/kWh Etterspørsel Etterspørsel p R1 p* F T MC p R2 1 F p* T 2 MC x R1 kwh x R2 kwh Med optimale todelte tariffer vil begge kundene betale en variabel pris lik den kortsiktige marginalkostnaden p MC, hvilket bidrar til optimal nettutnyttelse. I tillegg betaler hver av dem et fastledd, som kan være likt eller forskjellig avhengig av hvordan fastleddet er utformet. Den eneste betingelsen er at summen av fastleddene skal være arealet F. 3.2 Samfunnsøkonomisk effektivitet i praksis Som nevnt i forrige kapittel bør de residuale nettkostnadene innkreves på en mest mulig nøytral måte. Samfunnsøkonomiske effektivitet fordrer derfor minst mulig påvirkning av incentivene til forbrukerne på kort og lang sikt med hensyn til utnyttelse av eksisterende nett og utviklingen av nettet. I vurderingen av incentivene til forbrukerne til forbruksendring er det nødvendig å gjøre prinsipielle vurderinger av prisfølsomheten i etterspørselen basert på kvalitative betraktninger om type forbruk, oppvarmingsløsninger og andre faktorer. Siden prisfølsomheten til ulike kundegrupper påvirkes av ulike faktorer har vi valgt å dele beskrivelsen av kundene i distribusjonsnettet i tre grupper; henholdsvis husholdninger, næringsvirksomhet og infrastruktur Husholdninger Figur 3-4 viser hvordan en husholdnings prisfølsomhet avhenger av tilgangen til alternative energibærere. Side 18

19 Figur 3-4: Prisfølsomheten avhenger av tilgangen på alternativer Betalingsvilje for elektrisitet Kunder uten eloppvarming Elspesifikt forbruk Kunder med begrenset tilgang til alternativer El til oppvarming Kunder med god tilgang til alternativer Begrenset tilgang til alternativer God tilgang til alternativer Volum etterspurt Noe forbruk er elspesifikt, i betydning at kun elektrisitet kan dekke kundens etterspørsel. Dette gjelder for eksempel forbruk knyttet til datautstyr og infrastruktur for ulike medier og kommunikasjonsmidler. Få alternativer gir høy betalingsvilje for det elspesifikke forbruket, illustrert ved den bratte delen av etterspørselskurven. Etterspørsel etter el til oppvarming er derimot følsom for prisendringer, reflektert ved den flatere delen av kurven. Figur 3-4 viser etterspørselen til to typer kunder; en kunde med begrenset tilgang til alternative energibærere (den heltrukne linjen), og en kunde med god tilgang til alternative energibærere (den stiplete linjen). Basert på kundenes tilgang på alternative oppvarmingsløsninger kan en dele forbrukere inn i tre grupper: - Kunder uten eloppvarming: Kunder som kun benytter strøm til elspesifikke formål vil ha svært høy betalingsvilje for elektrisitet, og en lav prisfølsomhet. Denne kundegruppen er plassert øverst til venstre i figuren over. - Kunder med begrenset tilgang til alternativer: Kunder som benytter strøm til oppvarming og har begrenset tilgang til alternative oppvarmingsløsninger er prisfølsomme på kort sikt. Dersom elprisen stiger vesentlig har denne kundegruppen mulighet til å respondere ved å skru ned innetemperaturen, hvilket gir en viss grad av fleksibilitet. - Kunder med god tilgang til alternativer: Kunder som benytter strøm til oppvarming og har god tilgang til alternative oppvarmingsløsninger er kundegruppen med høyest prisfølsomhet. Disse vil kunne bytte mellom energibærere når de relative prisene varierer, og er prisfølsomme på både kort og lang sikt Næringsvirksomhet Offentlige og private tjenesteytende næringer Offentlige og private tjenesteytende næringer har gjerne en forbruksprofil som ligner profilen til husholdningene. Næringene har en type forbruk som er elspesifikt og lite fleksibelt, og en type forbruk som er knyttet til oppvarming som er mer fleksibelt. Fleksibiliteten til sistnevnte vil som for husholdningene variere med tilgangen til alternative energibærere. Industri Side 19

20 Industri er her definert som næringsvirksomhet som benytter elektrisitet som innsatsfaktor i sin vareproduksjon. I distribusjonsnettet inkluderer dette blant annet næringsmiddelindustrien, trykkerier og gartnerier. For denne forbruksgruppen kan en dele den samlede kraftetterspørselen i elspesifikt forbruk og forbruk benyttet i produksjonsprosesser, vist ved figuren under. Betalingsvilje for elektrisitet Næring som ikke bruker el i produksjonen Elspesifikt forbruk Næring med begrenset tilgang til alternativer Næring med god tilgang til El til alternativer produksjonsformål Volum etterspurt Begrenset tilgang til alternativer God tilgang til alternativer Som for husholdningene varierer graden av prisfølsomhet av tilgangen til alternative energibærere. Etterspørselselastisiteten til industrien avhenger også av hvor stor andel elektrisitetskostnadene utgjør av de totale produksjonskostnader, samt muligheten den respektive industrien har til å skyve økte kostnader på sine kunder. Sistnevnte avhenger av hvor konkurranseutsatt den respektive industrien er. Selv om elektrisitet utgjør en betydelig andel av den samlede energibruken i næringsmiddelindustrien, utgjør elektrisitetskostnadene en relativt liten andel av de totale produksjonskostnadene, mellom 0,7 og 2 prosent (SSB, 2004). Industrien er utsatt for varierende grad av internasjonal konkurranse. I sum er det grunn til å anta at næringsvirksomhet i distribusjonsnettet er vesentlig mindre sårbare for residuale nettkostnader enn kraftintensiv industri tilknyttet regional- og sentralnettet Infrastruktur Sykehus, telekommunikasjonsinstallasjoner og flyplasser er eksempler på såkalt samfunnskritisk infrastruktur. Disse infrastrukturaktørene har normalt et betydelig elspesifikt forbruk knyttet til drift av ulike typer utstyr som er viktig for at infrastrukturen skal fungere. Det tilsier en relativt lav prisfølsomhet. Samtidig kan samfunnets betalingsvilje for uavbrutt forsyning være enda høyere enn de direkte kostnadene for infrastrukturaktørene ved avbrudd. Det skyldes at konsekvensene for tredjepart kan være svært omfattende (et strømbrudd som rammer jernbanetrafikken rundt Oslo i rushtiden utgjør ikke nødvendigvis mange tapte kwh eller store økonomiske tap for NSB og Jernbaneverket, men kan ha store konsekvenser for passasjerene) Oppsummering Elforbruket til ulike kundegrupper og prisfølsomheten i overføringen varierer både mellom kundegrupper og ulike deler av forbruket. Basert på diskusjonen over vurderes de ulike prismodellenes effekt på de ulike kundenegruppenes tilpasning. Kostnadene ved å velge andre alternative energibærere vil være en parameter i vurderingene, både kortsiktige og langsiktige kostnader (investeringer), men på et overordnet nivå. Side 20