Energi Norges vurdering av eksterne utredninger knyttet til ny tariffmodell for sentralnettet

Transkript

1 Deres referanse Vår referanse Dato ew Statnett SF PB 4904 Nydalen, 0423 Oslo Energi Norges vurdering av eksterne utredninger knyttet til ny tariffmodell for sentralnettet Innledning og overordnet tilnærming Vi viser til rapportene som ble lagt frem på møtet hos Statnett Energi Norge takker for muligheten til å gi våre kommentarer til disse rapportene. Disse rapportene tar opp enkeltspørsmål som betyr mye for tarifferingen. Nettopp fordi det dreier seg om enkeltspørsmål, mener Energi Norge det er ekstra viktig å sette det hele inn i et overordnet og helhetlig perspektiv. Dagens tariffmodell har vært utviklet siden 1992 med en hovedrevisjon i Etter det har det vært foretatt noen vesentlige endringer bl.a. innføring av tak på produsentens fastavgift, innføring av en systemtariff for produksjon og i 2015 innføring av en egen tariff for elintensive bedrifter (SFHB). På møtet understreket Statnett at tariffmodellen bør være mest mulig stabil og forutsigbar over tid. Det gjør det naturlig å ta utgangspunkt i dagens modell og se på hva som har endret seg siden forrige tariffrevisjon, og hvorvidt endringene bør få konsekvenser for utformingen. I dagens modell spesifiseres det en egen tariff for kraftprodusenter og elintensive bedrifter (SFHB). Det som kjennetegner disse to gruppene, er at de opererer i markeder der nettkostnadene spiller en rolle for tilpasningen og derved for den samfunnsøkonomiske betydningen av tarifferingen. Den viktigste endringen fra 2015 da det ble innført nye prinsipper for håndtering av SFHB bedrifter, og også om en ser lenger bak i tid, er at Statnetts inntektsramme har økt og fortsatt vil øke sterkt. Økningen er iflg. Statnett fra ca. 2 mrd. i 2009 til ca. 7 mrd. i dag og videre til ca. 13 mrd i Er Statnetts kostnadsøkning en endring som bør utløse nye tarifferingsprinsipper? Energi Norge mener at det er nettopp i slike situasjoner man skal tenke nøye gjennom hvilke endringer modellen tåler og hvilke endringer som kan begrunnes overfor de ulike aktørene. Hovedutfordringen i tariffutformingen er etter Energi Norges syn at det med den antatte utviklingen i Statnetts inntektsrammer, gjenstår et stort residualledd hvor kostnadene ikke direkte kan dekkes inn vha målrettede prissignaler. Dette residualleddet må dekkes inn slik at det minimerer de samfunnsøkonomiske tapene. Da kan man ikke skjønnsmessig fordele økte kostnader på de mest priselastiske aktørene. Det er også viktig med en faglig begrunnelse ut fra samfunnsøkonomi og virkninger siden Norge i tidsperioden nettariffen skal gjelde for, kommer til å være enda sterkere knyttet til et felles europeisk kraftmarked. Tarifferingen har også en helt legal inntektsfordelingsmessig side, med krav om en utforming som fremstår som rimelig og rettferdig.

2 2 Dette overordnede perspektivet ligger bak de mer spesifikke kommentarene under. Energi Norges hovedsyn Dagens tariffsystem har siden 1991/92 vært basert på en "topdown" tenkning som på en måte forutsetter at all kraft produseres i sentralnettet og deretter transporteres nedover. Slik er ikke virkeligheten. Ca. 40% av produksjonen skjer i distribusjonsnettet (regionalnettet og lenger ned i distribusjonsnettet) med en økende andel. Noen områder er nesten i både effekt og energimessig balanse. Det er derfor grunn til å stille spørsmål ved en tradisjonell topdown tenkning. Sett i lys av dette er en fjerning av kfaktorordningen ganske merkelig. Alle bruker ikke sentralnettet like mye. Prissignalene må reflektere de underliggende kostnadene. Dagens tariffering gir lokaliseringssignaler gjennom marginaltapet, bruk av prisområder og anleggsbidrag. Dette er prinsipper Energi Norge støtter. Skal det gis nye lokaliseringssignaler, må hensikten være å påvirke lokalisering av nytt forbruk / ny produksjon. Vi kan ikke se at ytterligere prissignaler for lokalisering er velbegrunnet (investeringsplanene for sentralnettet de nærmeste 5 årene er gitt). Vi støtter derfor heller ikke en fjerning av kfaktorordningen. Denne må i så fall erstattes av en mekanisme som ivaretar de samme hensyn. Å gjøre kfaktoren til en områdevariabel kan imidlertid være mer riktig enn å ha den som en punktvariabel, jf. Themas drøfting og forslag. Dette må i så fall belyses nærmere. Vi etterlyser vurderinger hvor tilbakehold av produsentens fastavgift i regionalnettene blir tatt inn. Dagens praksis er ikke bærekraftig. Energi Norge har ment at en vesentlig andel av produsentens fastavgift må holdes tilbake. Det er imidlertid viktig å se dette i sammenheng med evtentuell justering av kfaktorprinsippet, eventuelle nye lokaliseringssignaler etc. De residuale nettkostnadene må i all hovedsak belastes alminnelig forbruk. Disse er de minst priselastiske brukerne. Å belaste produsentene med vesentlige andeler vil lede til et samfunnsøkonomisk effektivitetstap som det er et mål å unngå. Alminnelig forbruk drar for øvrig en fordel av en gunstig prisutvikling grunnet all ny produksjon som kommer inn. Dersom tariffen for alminnelig forbruk likevel skulle være et tema, er det fullt ut mulig for myndighetene å gjøre noe med dette. Dagens forbruksavgift vil i 2018 utgjøre 20,73 øre/kwh. Myndighetene kan justere denne slik at økte sentralnettskostnader oppveies. Vi vil minne om at det opprinnelige argumentet for innføring av denne fiskalavgiften var å forsterke nettet. Rapportene legger i alt for liten grad vekt på harmonisering av nettariffene mellom tilgrensende markeder/land det sies sågar at harmonisering ikke er ønskelig. Dette er motsatt budskap av det vi finner i kommisjonsforordning (EU) 838/2010. Markedsintegrasjonen øker i betydning. Industritarifferingen behøver en gjennomgang særlig med tanke på å finne en løsning som virker tilfredsstillende og likeverdig for industri tilknyttet sentralnett så vel som regionalnett. Energi Norge er opptatt av at industrien skal ha gode konkurransemessige betingelser innenfor det som kan begrunnes som industriens kostnadsansvarlighet. Kommentarer til rapportene Lokaliseringssignaler (Thema Consulting Group) I rapporten " Vurdering av behovet for ytterligere lokaliseringssignaler i tariffen" analyseres problemstillingen "Er det hensiktsmessig å utforme ytterligere prissignaler slik at lokalisering og dimensjonering av ny produksjon og nytt forbruk i større grad tar hensyn til de langsiktige kostnadene som påføres nettet?". Analysen leder frem til to hovedkonklusjoner. For det første bør dagens kfaktormodell avvikles, fordi den ikke gir gode lokaliseringssignaler. For det andre bør det innføres et nytt tariffledd, der avregningsgrunnlaget er som for de faste leddene i dagens modell både for produksjon og forbruk, men som justerer for forskjeller i gjennomsnittlige marginaltap mellom ulike områder.

3 3 Kommentar: Dagens tariffsystem gir lokaliseringssignaler gjennom marginaltapet (inntil +/ 15%), gjennom bruk av anleggsbidrag og gjennom den prisområdeinndeling vi har. Forskjellen mellom systempris og områdepris er en tariffkostnad. Alternativet til prisområder er motkjøp hvor kostnadene ville inngått i det ordinære tariffgrunnlaget. Langsiktige strukturelle flaskehalser gir utvilsomt et lokaliseringssignal som blir godt synlig ved anvendelsen av prisområder. Energi Norge støtter bruken av disse prinsippene, men mener at vi skal være forsiktig med å "strekke" marginaltapet ytterligere marginaltapsprosentene er en prognose for de enkelte timer kommende uke. I Sverige er det satt et tak for tapene på +/ 8%. Marginaltapsprinsippet anvendes ikke i Finland og Danmark. Dette innebærer at vår felles likevektspris systemprisen ikke blir "korrekt". Denne feilen forplanter seg inn i kontraktsmarkedet. Her er det et reelt harmoniseringsbehov i Norden. Vi stiller oss tvilende til om det er behov for ytterligere lokaliseringssignaler. Dette klarer Thema ikke å rettferdiggjøre. Vi kan ikke se at det er mulig å gi langsiktige signaler som ikke kolliderer med dagens marginaltap. Å endre en innarbeidet praksis, vil fort kunne lede til rettferdighetsdiskusjoner det ikke finnes et entydig svar på. Hovedbildet er at kraftprodusenter lokaliserer seg der ressursene finnes og der de har mulighet til å få konsesjon og ut fra kraftprodusentenes vurdering av prisutviklingen for kraft, marginaltap og sertifikater. Virkemidler i forbindelse med nettbehov ved større nyetableringer for både produksjon og forbruk er anleggsbidrag og i noen tilfeller konsesjonsvilkår. Når det gjelder vindkraft, har NVE gjort en egen vurdering av mulige områder for etablering. Opplegget med én "standardisert" innmatingstariff (fastavgift) harmonerer sånn sett med tariffens begrensede potensial som lokaliseringssignal. Store industribedrifter produserer og tilpasser produksjonen der de allerede er lokalisert. Nytt, større forbruk, f.eks. innenfor olje og gass, lokaliserer seg uavhengig av nettkostnadene. Forøvrig finner vi det noe underlig å vurdere kfaktoren som en faktor som primært er der for å gi et lokaliseringssignal. Vi kan ikke se at det var dette som var den direkte begrunnelsen da den ble introdusert i Kfaktoren er i dag en avregningsfaktor i punktet, men gir også et lokaliseringssignal i og med at områder med en balansert fordeling av produksjon og forbruk drar fordeler av dette. Vi må ikke glemme at kfaktoren i praksis reflekterer at det er varierende behov for transmisjonsnett og gir en noe lavere kostnadsansvarlighet til dem som tar ut kraft i områder med stor kraftproduksjon. Når man skal fordele residualkostnadene omtalt foran, er det relevant også å vektlegge inntektsfordelingsvirkninger og hva som oppfattes som rimelig og rettferdig. Å gjøre kfaktoren til en områdevariabel kan imidlertid være mer riktig enn å ha den som en punktvariabel, jf. Themas drøfting og forslag. Dersom det skal vurderes, må dette belyses nærmere. Konklusjon: Å droppe kfaktor uten å erstatte den med en tilsvarende mekanisme vil omfordele betydelige verdier og ha omfattende konsekvenser. Dette kan ikke Energi Norge støtte. Fordeling av residuale nettkostnader Thema Consulting Group I rapporten "Fordeling av residuale nettkostnader mellom produksjon og forbruk" analyseres "prinsippene for optimal fordeling av de residuale nettkostnadene mellom forbrukere og produsenter i Norge når man tar hensyn til den faktiske markedssituasjonen og rammebetingelsene i landene rundt oss". Kommentar: Dette er på mange måter den viktigste rapporten da det er økningen i de residuale kostnadene som har størst konsekvens fordelingsmessig. De faste residuale kostnadene forventes å øke med over 4 mrd NOK

4 4 fra nivået i 2017 frem til 2022, ref Statnett. Dagens takregulering er gitt i kommisjonsforordning (EU) 838/2010. Denne gjelder imidlertid kun for transmisjon. Men siden vi har etablert en tarifferingspraksis i Norge hvor sentralnettstariffen er retningsgivende for underliggende nivåer, gjelder denne forordningen i praksis for all produksjon i landet. Det er ingen gitt å vite hva som skjer med denne forordningen på sikt, men det er lite trolig at det vil komme vesentlige endringer som får betydning for tariffene fra 1. januar Forordningen er ikke en del av "Vinterpakken". Det er imidlertid gitt noen viktige føringer i revidert forordning (EC) 714/2009 (grensehandelsforordningen) hvor det påpekes at det ikke skal diskrimineres mellom produksjon på ulike nivåer (transmisjon vs. distribusjon). Hva dette i praksis innebærer, er vanskeligere å si. Men å ha lik fastavgift for produsenter uavhengig av nettnivå, kan vanskelig hevdes å være et brudd på dette prinsippet. Vi vil her minne om de stadig tilbakevendende "bypassdiskusjonene" vi hadde på 90tallet da det ble praktisert ulik tariffering av produksjon tilknyttet de ulike nettnivåene. Da var det et kontinuerlig press fra produsenter for å knytte seg til et høyere nivå for å redusere tariffkostnadene. Den samme problemstillingen har vi i dag når det gjelder SFHB bedrifter som ønsker å knytte seg til et høyere spenningsnivå for å redusere kostnader. Dette er en betydelig utfordring for flere av våre medlemmer med kraftkrevende industri tilknyttet regionalnettet. Generelt synes vi at det legges alt for liten vekt på integrasjonen med andre markeder f.eks. det nordiske markedet og samspillet med kontinentet. Dette vil få økt betydning i årene foran oss. Øverst på side 4 står det: Det er ikke mulig eller ønskelig å harmonisere innmatingstariffene med handelspartnerne. Det kommer dels av at landene bruker ulike prinsipper for innkreving av residuale nettkostnader, og dels at også optimale nivåer vil variere mellom land. I tillegg er det også andre rammebetingelser som påvirker lokalisering av ny produksjon, og nivået for en innmatingstariff i Norge kan umulig rette opp alle vridninger i så måte. De mest utpregete forskjellene mellom markedene skyldes forskjeller i markedsdesign f.eks. bruk av prisområder og håndtering av tap. Innebærer dette at vi ikke skal harmonisere tariffene? Selvsagt ikke det er jo derfor vi har forordning (EU) 838/2010 hvor det settes et gulv og tak som de gjennomsnittlige tariffene skal ligge innenfor. Men dette betyr ikke at tariffene skal være like de må fange opp de grunnleggende forskjellene som ulikt markedsdesign innebærer. I denne rapporten er det noen svakheter. Analysen i kapittel "Åpen økonomi" er i enkelte deler vanskelig å følge og inneholder tilsynelatende noen feil. I tilfellet med innmatingstariff vil inntektene fra tariffen motvirkes av et tap i flaskehalsinntekt; dersom hele tapet i flaskehalsinntekt må bæres av den som setter tariffen (Statnett), er netto tariffinntekt lik tariff multiplisert med innenlandsk leveranse, eller, om en vil, det reelle tariffgrunnlaget er lik innenlandsk etterspørsel. Dette er i så fall det samme som i tilfellet med uttakstariff. I det analyserte tilfellet blir derfor konklusjonen at virkningen er symmetrisk for innmatings og uttakstariff. Det oppstår en forskjell mellom de to tilfellene dersom flaskehalsinntekten deles mellom netteierne på begge sider av overføringsforbindelsene, og forskjellen er større desto mindre del av inntektene som faller på innenlandsk netteier. Det er forøvrig ikke riktig at "investeringene flyttes til utlandet" med en innmatingstariff når eksportkapasiteten er fullt utnyttet; i og med at eksporten er den samme, skjer det ikke noe i utlandet. Analysen av tilfellet med uutnyttet kapasitet i overføringsforbindelsene lider av noen av de samme svakhetene. Analysen i kapittel Konklusjoner inneholder også noen uklarheter. Det gjelder spesielt diskusjonen av "relative elastisiteter", herunder omtalen av virkningene av henholdsvis redusert innmatingstariff og redusert uttakstariff. Konklusjonen i kapittel 2, synes imidlertid riktig nok: "Den teoretiske analysen og drøftingen over viser at en effektiv fordeling av residuale kostnader i nettet mellom produsenter og forbrukere er et empirisk spørsmål som kommer an på:

5 5 Kraftbalansen, og i hvilken grad kraftprisen i Norge påvirkes av kraftprisene ute Elastisitetene i langsiktig forbruk og etterspørsel, inkludert eksportelastisiteten Muligheten for å differensiere fastleddene for å minimere effektivitetstap Hvordan fordelingen av fastleddet mellom forbruk og produksjon påvirker kostnadene i nettet" Problemet er naturligvis å kvantifisere betydningen av disse faktorene og dermed i praksis fastlegge balansen mellom innmatingstariff og uttakstariff. Thema foreslår å benytte en numerisk kraftmarkedsmodell for å analysere noen av effektene (de to første prikkpunktene), og viser med sin egen modell hvordan det kan gjøres. Som påpekt av Thema, er det svært mange usikkerhetspunkter i en slik analyse. Dessuten er den egentlige oppgaven en annen enn den som illustreres: Man skal finne balansen mellom henholdsvis innmatings og uttakstariffer. Det er vanskelig å tenke seg at man skal kunne finne et presist svar på dette spørsmålet i en numerisk analyse; man er nok henvist til mer prinsipielle betraktninger. Og det er på dette punktet Energi Norge føler stor uro. Vi kan ikke tillate en praksis basert på skjønnsmessige betraktninger i et så avgjørende spørsmål. Det er også en bortimot umulig oppgave å si noe presist om hvordan fordelingen mellom henholdsvis innmatings og uttakstariffer vil påvirke behovet for nettinvesteringer, kfr. diskusjonen i kapittel 4 Residuale ledd og utbygging av nettet. Her er man nok også nødt til å basere seg på prinsipielle betraktninger. En nærliggende hypotese er at tariffordelingen ikke spiller noen vesentlig rolle for nettbehovet, i hvert fall ikke i den grad dette i seg selv tilsier noe bestemt om den riktige fordeling. Konklusjon: Produsentene er utvilsomt de desidert mest priselastiske brukerne av transmisjonssystemet spesielt kortsiktig. En produsent med magasinkapasitet har alltid valget mellom om å produsere i en gitt time eller skyve på produksjonen ut fra forventningen om vannverdier. Men selv for elvekraftverk eller vindkraftverk har dette ikke kritisk betydning de kan i verste fall tape produksjonsverdien i en gitt time. For forbrukersiden nærmest uansett type kunde er dette vesentlig mer kritisk. Det kan derfor heller ikke herske tvil om at produsentene skal belastes den desidert laveste andelen av residuale kostnader. Fremgangsmåten fra Statnetts side må derfor være transparent og etterprøvbar. Som nevnt innledningsvis, er det forskjell på type forbruk. Kraftkrevende industri er klart mer priselastisk enn alminnelig forbruk. Det er naturlig at dette også reflekteres i det industrien skal betale. Et annet resonnement som vi ofte hører på kontinentet og som kan anskueliggjøre hva vi mener, er følgende: Dersom produsentene skal bære en stor andel faste nettkostnader må de ha mulighet for å prise disse kostnadene inn i kraftkontraktene sine. Er ikke det mulig, er det heller ikke rimelig at de skal ta disse kostnadene. Tvinges de til å ta disse kostnadene, påføres kraftverkene en reell verdireduksjon. I sentralnettsordningen frem til mai 1992 var det i og for seg dette prinsippet som gjaldt. Aktørene med direktetilknytning til sentralnettet tok alle kostnadene. Selv om man den gangen hadde et godt fungerende "tilfeldig kraft marked" med utveksling basert på kortsiktige marginalkostnader, var ikke dette et problem, da alle transportkostnadene ble bakt inn i engroskontraktene som ble notert ved de enkelte selskapenes tilknytningspunkt til sentralnettet. Ingen sluttbrukere kunne den gangen handle spot. Dette prinsippet ga produsentene full kostnadsdekning for sine nettkostnader. Hvordan blir dette i et effektivt konkurransemarked hvor alle kunder kan handle spot? De kortsiktige kostnadene (verdi av marginaltapet) vil direkte og indirekte påvirke likevektsprisene (systempris og områdepris) og gjenspeiles her. De faste kostnadene (residualavgiftene) gjenspeiles ikke i de kortsiktige likevektsprisene, men vil i et perfekt marked ha en innvirkning på investeringer i ny kapasitet og derfor på lang sikt ha en innvirkning. Dette gir oss følgende utfordring: Vi har i dag ikke et perfekt marked hvor markedsprisene styrer investeringsutviklingen grunnet bruk av subsidier og støtteordninger. Virkningen av å føre en stor andel faste residualkostnader over på produsentene, er at produsentene på kort sikt må dekke disse i realiteten påfører dette produsentene en verdireduksjon. Dersom de ikke har tro på at markedet kommer i markedsmessig likevekt blir verdireduksjonen permanent, og de kan like gjerne foreta en nedskrivning av verdien på sine anlegg. Dette blir spesielt fremtredende ved tydelige skift i

6 6 belastningen av de faste kostnadene. Det er den diskusjonen vi nå står midt oppi grunnet den eksplosive økningen i de årlige transmisjonskostnadene frem til Nettinvesteringene er langt på vei politisk styrt en virkning som har kommet i kjølvannet av klimapolitikken og fornybarpolitikken, ref fornybardirektivet som kom for over 10 år siden. De bedriftsøkonomiske kostnadene av dette kan ikke bæres av de desidert mest priselastiske aktørene i systemet. I en samfunnsøkonomisk optimalisering finnes det dessverre ingen annen løsning enn at alminnelig forbruk må ta belastningen. Motposten er at alminnelig forbruk drar nytte av en gunstigere prisutvikling når mer kraft mates inn i markedet. Nettokostnaden for alminnelig forsyning er regningen for politiske beslutninger, hvor det samfunnsøkonomiske tapet ville ha vært større om de mer priselastiske aktørene hadde måttet ta regningen. Nettmessig nytte av stort og stabilt forbruk EC Group I rapporten "Nettmessig nytte av stort og stabilt forbruk" analyseres dagens ordning som gir kunder med stort forbruk med høy brukstid til dels betydelige reduksjoner i transmisjonsnettets fastavgift. Hovedkonklusjonen er at det er gode grunner for betydelige endringer i ordningen. Det hevdes i rapporten at det er ingen holdepunkter for at uttak med svært høy brukstid har systematisk forskjellig virkning på kapitalkostnadene i transmisjonsnettet enn det alminnelig forsyning har. Kunder med stort og stabilt forbruk har imidlertid gunstige virkninger på systemdriftskostnadene. Dermed hevdes det å være grunnlag for å utforme en generell tariffmodell som reflekterer den positive virkningen av aktuelle kunder på systemdriftskostnadene. Kommentar: Dette er en rapport Energi Norge ikke har et stort behov for å mene mye om. Men det er utvilsomt omstridt at noen kundegrupper kan oppnå en rabatt på hele 90% på sin fastavgift med begrunnelse i den nettmessige nytten denne gruppen representerer. EC Groups rapport synes å stille relevante spørsmål mht fordelingen av kostnadene internt blant SFHBbedrifter. I likhet med hva som gjelder for kraftprodusenter og alminnelig forsyning, er det viktig å identifisere industriens reelle kostnadsansvarlighet når det gjelder Statnetts inntektsramme og økningen i denne. Energi Norge ser at industri som konkurrerer i internasjonale markeder er opptatt av de negative konsekvensene det har å bli belastet for kostnader industrien ikke forårsaker. Energi Norge har også forståelse for at en modell som fastslår industriens kostnadsandel, uten henvisning til kostnadsansvarlighet, gir usikkerhet og er lite ønskelig. Det er i denne sammenheng rimelig å legge vekt på den positive virkning SFHB bedrifter har på kraftsystemet. Men det er også viktig at det gis en tydelig nettmessig begrunnelse. Det kraftprodusenter, og også alminnelig forsyning med rimelighet må kunne kreve, er at Kostnader som med rimelighet kan henføres til SFHBbedrifter betales av disse Fordelingen av kostnadene på de enkelte selskapene er rimelig og skjer på et likeverdig grunnlag Vi utdyper gjerne våre vurderinger i et separat møte. Vennlig hilsen Energi Norge Einar Westre Direktør nett og marked