Nettmessig nytte av stort og stabilt forbruk

Transkript

1 Nettmessig nytte av stort og stabilt forbruk Presentasjon i Statnetts seminar om ny tariffmodell for transmisjonsnettet, Nydalen, 15/ Svein Sandbakken og Jørgen Bjørndalen

2 Antall virksomheter Dagens modell: minst 15 MW i minst 5000 timer Høy brukstid Inntil 50 % rabatt [snitt: 39 %] Gjennomsnittlig rabatt 68 % Samlet reduksjon ca. 600 MNOK 10 Lav timevariasjon Inntil 15 % rabatt [snitt: 7 %] Høy sommerlast Inntil 25 % rabatt [snitt: 22 %] % % % % % % % % Prosentvis reduksjon i fastledd for uttak 2

3 Observasjoner Ingen geografisk differensiering Geografiske forhold skulle ivaretas på annen måte -Geografisk nyttevirkning er lik for alle kunder på samme sted Industrikunder tilpasser uttaket til modellen Unngår stans for vedlikehold i juni, juli og august Reduserer uttaket omkring forventet topplast Utilsiktet virkning, ikke nødvendigvis problematisk Men: -Hvis eventuell tariffreduksjon ikke er presise uttrykk for ulikheter i nettkostnader, kan det være hensiktsmessig å dempe slike incentivvirkninger -For eksempel ved å bruke forbruksdata for flere år 3

4 Tariffreduksjon i millioner kroner Bakgrunn Parameterne fastlagt slik at samlet reduksjon i 2015 skulle bli 450 MNOK Sparte kapitalkostnader: 300 MNOK Sparte systemdriftskostnader: 150 MNOK Startpunkt Transmisjonsnett Regionalnett Begge nettnivå Kilde: Statnetts presentasjon 14/

5 To hovedspørsmål for vår analyse Fører høy brukstid/stabilt uttak til lavere kapitalkostnader i nettet? Hvordan kan det eventuelt kvantifiseres? Fører høy brukstid/stabilt uttak til lavere kostnader til systemdrift? Hvordan kan det eventuelt kvantifiseres 5

6 Spm. 1: Fører høy brukstid til lavere kapitalkostnader? Hypotese: Kunder med høy brukstid bidrar til lavere dimensjonering av transmisjonssystemet enn vi ellers ville hatt Har brukstid (bruksmønster) betydning for kapitalmengden som er nødvendig for å imøtekomme etterspørselen etter nett? Og hva ville vi egentlig ellers hatt? Spørsmålet må vurderes uten hensyn til lokalisering 6

7 Nettplanlegging i praksis Tenk gjennom nettløsningen til to ulike kunder Industribedrift med tilnærmet konstant uttak på 100 MW En by med maksimalt uttak på 100 MW Anta vi trygt kan utelukke at etterspørselen øker 1. Utgangspunkt: 100 MW = 100 MW 2. Toleranse for N-0 drift? - Høyere hos alminnelig forsyning? - Lavere? 3. Høy brukstid: vanskelig å finne tid til vedlikehold 4. Hensyn til nettap: optimal kapasitet øker med brukstid 5. Risiko for stranded assets - En enkelt kunde kan forsvinne over natten kan byer? 6. Store kunder kan være mer fleksible enn byer - Men vi har etablerte ordninger for fleksible kunder Høy brukstid tyder ikke på lave kapitalkostnader 7

8 Men hva om storkunder reduserer forbruket? En vanlig premiss er at uten industri ville den aktuelle energien vært benyttet slik alminnelig forsyning gjør Og at i så fall måtte vi hatt x MW mer transmisjonsnett Lavere brukstid må nødvendigvis bety større effekt hvis energiforbruket skal holdes konstant Urimelig premiss! Hva tilsier at innenlands energibruk per år vil være upåvirket? Ulike scenarioer med visse fellestrekk Kort sikt: prisfall økte flomtap og økt nettoeksport Lang sikt: reduserte investeringer i ny produksjon, vekst i annet uttak -I hvilke sektorer? -Brukstid og bruksmønster? -Hvor? Hva skjer med nettkostnader hvis forbruk med høy brukstid reduseres? Må vi ikke ha dobbelt så mye nett hvis nytt forbruk har alminnelig brukstid? -(Bytt ut industribedrift på 100 MW med by på 200 MW) 8

9 Kan ikke forutsi virkningen av sviktende etterspørsel Ingen vet hva vi ellers ville hatt Redusert forbruk i Kan vi utelukke at dagens kunder fortrenger annen nettetterspørsel, med høyere betalingsvilje? Nytt forbruk Under- skudds- område Overskudds- område Nytt forbruk i samme Høy brukstid Uendret behov for nett Uendret behov for nett område Alminnelig forsyning Økt behov for nett Redusert behov for nett Nytt forbruk i et område med motsatt Høy brukstid Redusert behov for nett Økt behov for nett kraftbalanse Alminnelig forsyning Redusert behov for nett Økt behov for nett Om reduksjoner hos dagens store kunder skaper behov for mer nett, avhenger blant annet av Hvor forbruket eventuelt øker Bruksmønster for nytt forbruk Krav til forsyningssikkerhet 9

10 Nedtransformering Noen kunder i transmisjonsnettet har egen transformering Disse betaler dobbelt ; først sine egne kostnader og deretter et residualledd på samme vilkår som kunder uten egen transformering Differensiering av residualleddet basert på dette ville vært nettmessig begrunnet De mottar i realiteten færre/mindre nett-tjenester enn alle andre kunder i transmisjonsnettet Ca. 40 % av bokført verdi knyttet til transformering -40 % rabatt på residualleddet! 10

11 Konklusjon 1: Stort og stabilt forbruk har ikke gunstig virkning på kapitalkostnadene i transmisjonsnettet Geografisk plassering av uttaket og muligheter for fleksibilitet har derimot stor betydning Grunnlag for redusert tariff for kunder med egen nedtransformering 11

12 To hovedspørsmål for vår analyse Fører høy brukstid/stabilt uttak til lavere kapitalkostnader i nettet? Hvordan kan det eventuelt kvantifiseres? Fører høy brukstid/stabilt uttak til lavere kostnader til systemdrift? Hvordan kan det eventuelt kvantifiseres 12

13 Spm. 2: Fører høy brukstid til lavere systemdriftskostnader? Ressurser Primærreserve Sekundærreserve Tertiærreserve Netto balanse og effektkraft Øvrige systemtjenester Sum ubalanser Spesialreguering Sum systemdriftskostnader Spesialregulering = flaskehalshåndtering; ikke drevet av spesielle kundekarakteristika (utover lokalisering) Kostnader knyttet til ubalanser har med bruksmønster å gjøre Relativt stabile over tid (?) 13

14 Primærreserve reservert volum med tilhørende pris FCR-D (gule stolper) Anskaffes gjennom grunnleveranse til fast pris FCR-N (røde stolper) Reservasjon MW (snitt per måned) Timepris EUR/MWh (snitt per måned) Kjøpes i uke- og døgnmarked Markedsprisen er høy når kraftforbruket er lavt (sommer) Kostnadene ville (sannsynligvis) ha vært høyere uten stort, stabilt uttak Markedsvolum Grunnleveranse Markedspris -Selv om nødvendig volum ville ha vært lavere 14

15 Sekundærreserve reservert volum og pris afrr benyttes til håndtering av ramping morgen og kveld Kunder med helt stabilt forbruk bidrar ikke til disse kostnadene Kunder med motsatt døgnvariasjon bidrar til å redusere kostnadene Reservasjon MW (snitt per måned) Timepris EUR/MWh (snitt per måned) Reservasjon ned Reservasjon opp Betaling ned Betaling opp 15

16 Snittforbruk i aktuell time relativt til snittforbruk i alle timer Svært ulike døgnprofiler 1,1500 1,1000 1,0500 1,0000 0,9500 0,9000 0,8500 0, Alminnelig forsyning 'Dagindustri' 'Nattindustri' Alle store Kurvene er gjennomsnittlig døgnprofil regnet over 3 år for to konkrete virksomheter, hele gruppen av store virksomheter og alminnelig forsyning (natt fra 21:00 til 07:00)

17 Andre systemdriftskostnader Tertiær-reserve (RKOM etc.) Lite avhengig av kundekarakteristika som brukstid Netto balanse- og effektkraft Knyttet til ubalansehåndteringen, neppe avhengig av kundekarakteristika(?) Øvrige knyttet til håndtering av lastendring morgen og kveld (dvs. som sekundærreserve) Kvartersflytting Produksjonsglatting Annet Virkning av store & stabile på kostnader til afrr og øvrige Kostnadene bør i sin helhet dekkes av alminnelig forsyning Kostnadene ville ha vært høyere uten stort, stabilt uttak 17

18 Konklusjon 2: Høy brukstid og gunstig uttaksmønster over døgn og over året har gunstig virkning på kostnadene til systemdrift Deler av reservekostnadene bør belastes alminnelig forsyning fullt ut Stort, stabilt uttak bidrar til noe lavere priser og reservevolum enn vi ellers måtte hatt (FCR, afrr og øvrige ) Samlet rabatt må ses i forhold til faktiske systemdriftskostnader og kundegruppens virkning på disse kostnadene, uavhengig av det generelle tariffnivået 18

19 Nettmessig verdi av stort, stabilt uttak - anslag Kapitalkostnader Egen transformering Høyt sommerforbruk Gunstig døgnvariasjon Alm. betaler 70 MNOK SFHB senker kostnaden Sum Beløp Kommentar 0 1 MW = 1 MW 80 Gjelder kun få virksomheter, ca 1000 MW; Transformeringskostnad: ca 80 KKR/MW 10 Høyt sommerforbruk bidrar til lavere enhetspris for reservasjon; 10 MNOK fordeles mellom store kunder ihht. sommerforbruk 28 Stabilt forbruk bidrar ikke til ordinær lastøkning (morgen) og reduksjon (kveld); MNOK må betales av alminnelig 10 forsyning alene; verdi for store stabile = Nettets kostnadsbesparelse på grunn av brukstid og stabilitet 19

20 Praktisk gjennomføring Trenger ikke andre kvalifikasjonskrav enn uttaksnivå Enklere å la dette være en rettighet for alle (<150) som tar ut på 33 kv eller høyere Brukstid Det er kun sommerforbruk og gunstig døgnprofil som har betydning for kostnadene -Dropp brukstid som egen reduksjonsfaktor! - Krav om høy brukstid er uheldig for de som har gunstig døgnprofil; straffer reduksjon av forbruk på dagtid Sommerforbruk Fortsett med dagens metodikk, men med andre beløpsgrenser Døgnvariasjon Erstatt timesvariasjon med døgnvariasjon Transformering Gi rabatt til de som har egen transformering Ingen rabatt med mindre man er signifikant forskjellig fra alminnelig forsyning 20

21 Reduksjon i kroner per MW Tariffreduksjon for gunstig døgnprofil Høy nattandel = motsatt profil av alminnelig forsyning Alm. forsyning har litt under 42 % For figuren gjelder Nattandel = 44 % gir null reduksjon 50 % eller mer gir reduksjon på X kroner per MW Finn X slik at Samlet reduksjon = 28 mill. Natt er her fra 21:00 til 07:00 44% 45% 46% 47% 48% 49% Nattandel 21

22 Reduksjon i kroner per MW Tariffreduksjon for høy sommerlast Viderefør dagens indikator (sommerlast relativt til året for øvrig) For figuren gjelder Sommerlast = 80 % eller lavere gir ingen tariffreduksjon Sommerlast lik vinterlast (eller høyere) gir en tariffreduksjon på Y kroner per MW Finn Y slik at samlet reduksjon = 10 mill 60% 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% Sommerforbruk 22

23 Bransjerådgiver for kraftsektoren Strategi Bedriftsøkonomi Samfunnsøkonomi EC Group AS Trondheim Beddingen Trondheim Oslo Filipstad Brygge Oslo T: (+47) E: firmapost@ecgroup.no 23

24 Modifikasjoner hvis dette skal implementeres Om prinsippene her skal implementeres, må først og fremst fordelingsformlene justeres Vi har ikke data for alle virksomheter > 33 kv -I 2015 var det 138 ordinære sluttbrukere tilknyttet regionalnett, herav 65 industri 7 bergverk Vi har regnet avregningsgrunnlag uten k-faktor-justering -Og det bør man gjøre! -Lik rabatt for likt bidrag til reduksjon av systemdriftskostnadene, uavhengig av k-faktor Vi har forutsatt at tariffreglene ellers vil ha en mekanisme for geografisk differensiering Uten slik differensiering er konklusjonene de samme, men på et svakere grunnlag -Geografi betyr mer enn bruksmønster for de samlede nettkostnader 24