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

21 3.3 Oppfyllelse av forskriftskrav Klassisk samfunnsøkonomisk teori tilsier, som nevnt over, at de residuale nettkostnadene skal bæres av nettkundene med den minst prisfølsomme etterspørselen etter overføring (Ramseyprising). Samtidig er det ikke opplagt hvordan slike kriterier forholder seg til forskriftskravene om at tariffene bare kan differensieres på grunnlag av nettrelaterte forhold. Vi vil her drøfte hvorvidt de ulike modellene er i samsvar med forskriftskrav til tariffer, med vekt på i hvilken grad differensieringen kan sies å reflektere nettmessige forhold, samt drøfte hva slags begrensninger dette eventuelt legger med hensyn til samfunnsøkonomisk effektivitet. Her må det også tas med i betraktningen at det kan være høy grad av samsvar mellom nettrelaterte forhold og prisfølsomhet i etterspørselen, i hvert fall for noen kundegrupper. Forskrifter kan endres, slik at brudd på forskriftskrav ikke nødvendigvis hindrer innføringen av en modell. 3.4 Administrativ håndterbarhet Administrativ håndterbarhet dreier seg om hvor enkel tariffmodellen er å implementere og bruke i praksis, det vil si kostnadene i form av ressursbruk hos NVE og nettselskaper. I tillegg kan det oppstå indirekte kostnader gjennom samspillet med andre reguleringer. Den administrative håndterbarheten vil blant annet avhenge av hvor mye informasjon nettselskapene må håndtere i de ulike modellene, samt hvilken belastning modellen innebærer for de respektive kundesentrene. Samtidig må det tas hensyn til hvordan innføringen av en felles IKT-infrastruktur (datahub) og en leverandørsentrisk modell i forbindelse med et felles nordisk sluttbrukermarked. En datahub kan på visse vilkår gjøre det relativt enkelt å innføre nye modeller ettersom prosessene kan strømlinjeformes og anvendes i stor skala. På den andre siden vil det med en datahub og leverandørsentrisk modell være ønskelig å standardisere tariffstrukturer i mye større grad enn i dag. 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. Når det gjelder samspillet med andre reguleringer, er særlig forhold knyttet til reguleringen av leveringskvalitet og rasjonering interessante. I tillegg kommer selvsagt samspillet med tariffer som gir prissignaler. 3.5 Fordelingsvirkninger Fordelingsvirkninger dreier i denne sammenheng seg om hvordan de ulike tarifferingsmodellene påvirker kostnadsfordelingen mellom ulike kundegrupper sammenlignet med dagens modell. Fordelingsvirkningene i seg selv har ikke direkte implikasjoner for den samfunnsøkonomiske effektiviteten av ulike modeller, men er likevel viktig informasjon både for NVE og nettselskapene når tariffmodellene skal utformes i praksis. Vi drøfter fordelingsvirkningene både prinsipielt og kvantitativt på et overordnet nivå. Side 21

22 4 ALTERNATIVE MODELLER FOR RESIDUALE TARIFFER Alternative modeller for residuale tariffer kan utformes på en rekke måter. Både mer differensierte energiledd og økte fastledd er aktuelle modeller med AMS. Utvidelse av dagens modell for effektavregning av større kunder i distribusjonsnettet er en annen mulig vei å gå, i tillegg til ordninger med abonnert effekt og kvalitetsabonnement. Ulike modeller har til dels svært forskjellige samfunnsøkonomiske egenskaper, og vil også ha forskjellige virkninger med hensyn til administrative kostnader. I denne delen drøftes mulige utforminger av alternative tariffmodeller for innkreving av de residuale nettkostnadene. Dagens modell for tariffering i distribusjonsnettet er nullalternativet i analysen. Vi drøfter et relativt bredt spekter av alternative modeller. 4.1 Sentrale elementer i alternative modeller Det er to sentrale elementer i alternative modeller: 1. Tariffledd som brukes for å dekke inn residuale nettkostnader. I denne sammenheng er følgende tariffledd aktuelle: Energiledd, fastledd og effektledd. 2. Kjennetegn ved nettkundene som grunnlag for differensiering. Aktuelle kjennetegn som grunnlag for differensiering kan blant annet være: Størrelse på forbruk (energi og/eller effekt, eventuelt effekt på definerte referansetidspunkter) Samlokalisering mellom produksjon og forbruk: Jf. tariffmodellen i sentralnettet, kan lignende resonnementer føres for distribusjonsnettet etter hvert som distribuert kraftproduksjon blir mer utbredt ved småskala vannkraft, elbiler, plusshus og lignende. Kundegruppe: Kundegrupper som antas å ha lavest prisfølsomhet blir belastet en relativt større andel av de residuale kostnadene enn kundegrupper forbundet med høy prisfølsomhet. Brukstid: Brukstid som er definert som energi dividert med maksimalt observert effektuttak kan avsløre kundens fleksibilitet. o o o Høy brukstid kan reflektere at kunden kun bruker elektrisitet til såkalt elspesifikke formål, hvilket indikerer lav prisfølsomhet. Medium brukstid kan reflektere at elektrisitet benyttes til oppvarming eller produksjonsprosesser, hvilket indikerer noe prisfølsomhet, i hvert fall på kort sikt. Lav brukstid kan reflektere at kunden har god tilgang til alternative energibærere og benytter andre energibærere ved høye kraftpriser, hvilket indikerer høy prisfølsomhet Ulempen ved å differensiere med utgangspunkt i brukstid er imidlertid at man kun fanger opp kundens kortsiktige fleksibilitet. Modellen fanger ikke opp om kunden har tilgjengelige energibærere på lengre sikt. Kunder med høy brukstid kan finne det lønnsomt å basere seg på en annen energibærer dersom elprisen blir høy nok. Observert prisfølsomhet: Implementeringen av AMS åpner for at en kan benytte AMS-data til å beregne den enkelte kundes prisfølsomhet. Differensiering basert på observert prisfølsomhet gir grunnlag for perfekt prisdiskriminering og Ramsey-prising. Det kan også være sammenhenger mellom de ulike kjennetegnene. For eksempel er det grunn til å anta at kunder med svært prisfølsom etterspørsel (for eksempel fordi de har alternative Side 22

23 oppvarmingsløsninger) også vil ha en høy brukstid, ettersom forbruket deres vil tendere til å være relativt flatt over året (i hvert fall dersom eloppvarming er relativt dyrt). På dette grunnlaget har vi utformet fem overordnede modeller for innkreving av de residuale nettkostnadene, som kan kombineres med ulike kriterier for differensiering: 1. Differensierte påslag på energileddet 2. Effektavregning (faktisk effektuttak) 3. Fastledd 4. Abonnert effekt 5. Kvalitetsabonnement De alternative modellene er ikke nødvendigvis gjensidig utelukkende. For eksempel er det fullt mulig å benytte et fastledd sammen med hver av de andre modellene. De alternative modellene beskriver på den måten de respektive hovedvirkemidlene for innkreving av de residuale nettkostnadene. 4.2 Differensiert energiledd Beskrivelse I den første tarifferingsmodellen, Differensiert energiledd, kreves en relativt stor andel av de residuale kostnadene inn gjennom et differensiert påslag på energileddet. Påslaget kommer utover inntektene som dekker marginaltapene. Størrelsen på påslaget vil variere mellom kunder avhengig av størrelse på forbruk, graden av samlokalisering eller prisfølsomhet. Øre/kWh Energiledd inkluderer residuale kostnader p* Marginalkostnad Etterspørsel etter overføring x* kwh Vurdering Hvilke kjennetegn en baserer differensieringen på, har stor betydning i evalueringen av de alternative tariffmodellene. Vi vil følgelig vurdere hver av de ulike modellene for seg med utgangspunkt i vurderingskriteriene vi drøftet i forrige kapittel. Side 23

24 Differensiering basert på størrelse på forbruk En mulig modell er å at kundene betaler et energiledd som er høyere jo høyere forbruket er. 2 Kunder med et stort energiforbruk vil på denne måten bli belastet en relativt større andel av den residuale kostnaden enn kunder med lavt forbruk (pr. kwh). Dette er i store trekk det samme som en toprismodell (eventuelt med flere terskelverdier). Modellen har følgende egenskaper: Samfunnsøkonomisk effektivitet: Modellen kan gi store forbrukere incentiver til å redusere sitt forbruk, eventuelt bytte til en annen energibærer. Dersom store forbrukere endrer sin forbrukstilpasning, innebærer dette per definisjon betydelige velferdstap da store volum flyttes på. Vi forutsetter da at påslaget på energileddet ikke reflekterer reelle samfunnsøkonomiske kostnader. Oppfyllelse av forskriftskrav: I perioder der nettet er presset, innebærer store kunder en større belastning for nettet enn kunder med et lavere forbruk. Dessuten bidrar store kunder i større grad til å øke behovet for nettutbygging. I det henseende kan en si at modellen differensierer basert på nettmessige forhold, og slik er i henhold til gjeldende forskrifter. I situasjoner med god kapasitet i nettet, vil ikke et stort forbruk innebære ytterligere nettkostnader. Modellen vil da ikke være i henhold til gjeldende forskrifter. Administrativ håndterbarhet: Modellen er i utgangspunktet relativt enkel å implementere. Hver enkelt kundes energibruk måles kontinuerlig, så nettselskapet kan sette tariffen basert på historisk forbruk til den enkelte kunden, for eksempel pr. måned. Det kan imidlertid være visse utfordringer med å bestemme terskelverdier: Ved hvilke energivolum skal satsen økes? Modellen kan videre innebære økte driftskostnader knyttet til kundeservice, blant annet ved at kunder som overskrider en terskelverdi ringer og klager over økte nettleiekostnader. Kundene kan også få incentiver til å tilpasse seg strategisk til terskelverdiene og velge samfunnsøkonomisk dyrere løsninger. Det kan også være betydelige utfordringer knyttet til standardisering av tariffer mellom nettselskaper ved differensierte påslag i energileddet. Fordelingsvirkninger: Modellen innebærer at store kunder må betale en større andel av de residuale nettkostnadene enn i dagens ordning (målt pr. kwh). Differensiering basert på samlokalisering Med denne modellen tenker vi oss at kundene betaler en lavere sats for energileddet dersom de befinner seg i et område eller punkt i nettet med både innmating og uttak i distribusjonsnettet. Kunder lokalisert i områder med mye distribuert produksjon (eller ulike former for egenproduksjon) må betale en relativt mindre andel av de residuale nettkostnadene. Samfunnsøkonomisk effektivitet: Modellen gir incentiver til å lokalisere seg i områder med mye distribuert produksjon eller selv investere i egen produksjon. I den grad det bidrar til at forbruk flyttes vil dette bidra til samfunnsøkonomiske tap. Her må det imidlertid også tas hensyn til hvordan samlokalisering belønnes gjennom andre virkemidler og markedsdesign (områdepriser, marginaltapsledd, anleggsbidrag). Oppfyllelse av forskriftskrav: En modell som premierer forbruk lokalisert i overskuddsområder differensierer forbruk basert på nettmessige forhold, da samlokalisering av forbruk og produksjon bidrar til reduserte nettap. Modellen er følgelig i henhold til gjeldende forskrifter. Her er det også grunn til å peke på dagens modell for de (effektbaserte) faste leddene for uttak i sentralnettet, som gir lavere avregningsgrunnlag ved samlokalisering av produksjon og forbruk. Administrativ håndterbarhet: Modellen kan være noe utfordrende å implementere og drifte. Spørsmål som må besvares før en modell differensiert på samlokalisering innføres er 2 Dette kan gjøres ved å dele kundene inn i grupper, eller ved å benytte et påslag som øker som funksjon av forbruket. Side 24

25 blant annet: Hvordan skal områder defineres? Skal en basere seg på målepunkt, postnummer, bydel, eller nettstasjon? Hvordan skal forbruket og produksjonen vektes i forhold til hverandre? Standardisering (jf. datahub og leverandørsentrisk modell) blir en utfordring også her. Fordelingsvirkninger: Kunder lokalisert i områder med lite produksjon må ta en større andel av kostnadene. Differensiering basert på kundegruppe Med denne modellen betaler ulike kundegrupper forskjellige energiledd. Det har følgende konsekvenser: Samfunnsøkonomisk effektivitet: Differensiering basert på kundegruppe ligner på dagens modell der energimålte kunder typisk betaler høyere energiledd enn andre kunder. I den grad denne grove tilnærmingen fanger opp de underliggende kundenes faktiske prisfølsomhet, vil dette begrense effektivitetstapene. AMS vil over tid gi et bedre informasjonsgrunnlag for å dele inn i relevante kundegrupper, men det er fortsatt snakk om en relativt grov tilnærming som fører til samfunnsøkonomiske tap gjennom for høye energiledd. Oppfyllelse av forskriftskrav: Modellen ligner på dagens modell, og er følgelig i henhold til gjeldende forskrifter. Administrativ håndterbarhet: Modellen ligner på dagens modell, og implementering og drift av denne modellen er forbundet med lave administrative kostnader. Spørsmålet om standardisering er noe mindre utfordrende i denne modellen der differensieringen skjer ut fra kundegruppe og ikke faktisk kraftforbruk. Fordelingsvirkninger: Fordelingsvirkningene vil avhenge av inndelingen i kundegrupper, og det er vanskelig å si noe generelt om konsekvensene. Differensiering basert på brukstid Med differensiering basert på brukstid kan for eksempel kunder med høy brukstid betale et lavere energiledd enn kunder med lavere brukstid. Dette har paralleller til dagens modell for faste uttakstariffer i sentralnettet, der kunder med høy brukstid vil betale en relativt lav effektiv tariff pr. kwh. Differensiering ut fra brukstid har følgende konsekvenser: Samfunnsøkonomisk effektivitet: Differensiering basert på antatt prisfølsomhet gjennom observert brukstid fanger opp kundenes prisfølsomhet på kort sikt, hvilket legger grunnlag for samfunnsøkonomisk effektiv fordeling av de residuale kostnadene på kort sikt. Observert brukstid avslører imidlertid ikke de ulike kundenes langsiktige prisfølsomhet. I betydning at observert brukstid ikke avslører hvorvidt kundene har god eller begrenset tilgang til andre energibærere. Modellen kan dermed føre til at kunder med høy brukstid men med god tilgang til alternative energibærere blir belastet en relativt stor andel av kostnadene. I den grad det fører til at de finner det lønnsomt å erstatte elektrisitet med det tilgjengelige alternativet, kan det innebære betydelige effektivitetstap på lang sikt. Kunder har incentiver til å tilpasse sin brukstid til de fastsatte terskelverdiene. Oppfyllelse av forskriftskrav: Vi legger til grunn at brukstid oppfyller gjeldende forskriftskrav ettersom brukstid er en parameter direkte relatert til objektive nettforhold. Administrativ håndterbarhet: Modellen anses å være relativt enkel å implementere, da AMS gjør det mulig å beregne hver enkelt kundes brukstid. Kan være noen utfordringer knyttet til definering av nye kundegrupper. Hvilke terskelverdier skal settes? Modellen kan innebære noen økte kostnader i driftsfasen, da en ny modell krever et økt informasjonsbehov hos kunden slik at kostnadene knyttet til kundeservice øker. Kundeservicekostnadene kan videre antas å øke som følge at kunder som ligger på Side 25

26 grensen mellom terskelverdiene og opplever store variasjoner i nettleien, øker sine henvendelser mot kundesenteret. Det er igjen en risiko for at det blir store forskjeller mellom nettselskapene og utfordringer med hensyn til standardisering. Fordelingsvirkninger: Modellen innebærer en omfordeling sammenlignet med dagens modell. Forskjellen vil til dels avhenge av i hvilken grad brukstid fanger opp de underliggende gruppenes prisfølsomhet, samt graden av prisfølsomhet som fanges opp i dagens modell. Denne modellen skiller imidlertid ikke mellom husholdningskunder og næringskunder. Næringskunder med høy brukstid kan derfor ventes å betale noe mer i denne modellen enn ved dagens modell. Differensiering basert på observert prisfølsomhet AMS-data vil gjøre det mulig å estimere prisfølsomheten i etterspørselen etter overføring på grunnlag av faktiske data for forbruk, priser på kraft, nettariffer og avgifter. Det gjør det i sin tur mulig å differensiere energileddet ut fra observert prisfølsomhet. Modellen har følgende egenskaper: Samfunnsøkonomisk effektivitet: Differensiering basert på den observerte prisfølsomheten til hver enkelt kunde legger grunnlag for å tariffere kundene basert den respektive kundens faktiske etterspørselskurve og prisfølsomhet, det vil si Ramsey-prising i praksis. Kundene med relativt høy prisfølsomhet betaler en svært liten andel av de residuale tariffene, mens kundene med relativt lav prisfølsomhet betaler en stor andel av de residuale kostnadene. Modellen legger derfor opp til at kundene som har mulighet til å flytte på forbruket sitt, ikke påvirkes av de residuale kostnadene, slik at en oppnår minst mulig vridning fra den optimale løsningen og et lavt samfunnsøkonomisk tap. Oppfyllelse av forskriftskrav: Det er uklart om denne modellen er i samsvar med forskriftskravene. Det gjelder spesielt kravet om differensiering ut fra objektive nettforhold. Administrativ håndterbarhet: Modellen kan være utfordrende både å implementere og benytte i praksis for enkeltkunder. For det første må en måle og beregne elastisiteten i alle målepunkter, deretter må fordelingen av de residuale kostnadene fordeles på den enkelte basert på den underliggende elastisiteten. Her oppstår det en rekke utfordringer knyttet til flytting, nedleggelse av bedrifter og andre faktorer. En mulig forenkling er å bruke data for kraftforbruk og priser til å estimere en riktig inndeling av kundegrupper og nivå på påslaget pr. gruppe (jf. modellene med differensierte påslag pr. kundegruppe som ble drøftet ovenfor). Modellen kan uansett innebære økte kundeservicekostnader som følge av økt informasjonsbehov hos kundene, da modellen er relativt komplisert og derfor kan være vanskelig å forstå. Fordelingsvirkninger: Modellen innebærer en omfordeling sammenlignet med dagens modell. Endring avhenger av hvor stor andel av de ulike kundenes faktiske prisfølsomhet som ble fanget opp med dagens modell. 4.3 Effektavregning Beskrivelse Med effektavregning dekkes de residuale kostnadene i hovedsak inn gjennom effektleddet, ved at kundene tarifferes basert på sitt faktiske effektuttak. Avregningsgrunnlaget kan fastsettes på ulike måter. Noen mulige metoder er følgende: Kundens maksimale effektuttak, enten én time eller et visst antall Kundens uttak i referansetimer som velges tilfeldig Kundens uttak i timen(e) med maksimalt effektuttak i nettet (nettet samlet eller det aktuelle distribusjonsnettet) Side 26

27 Kundens gjennomsnittlige effektuttak Avregningsgrunnlaget kan videre fastsettes på ulike tidspunkter, for eksempel månedlig, kvartalsvis eller årlig. Modellen innebærer i utgangspunktet en utvidelse av dagens tariffering av effektmålte kunder i distribusjonsnettet og forbruk generelt i regoinal- og sentralnettet Vurdering effekttariffer generelt Differensiering av effekttariffer kan gjøres på samme grunnlag som i modellene med energiledd i forrige avsnitt, det vil si at satsene kan differensieres ut fra prisfølsomhet, brukstid eller kundegruppe. Mange av de prinsipielle egenskapene med hensyn til ulike differensieringskriterier vil være de samme. Effekttariffer skiller seg imidlertid fra energiledd på flere måter. I tillegg er det spesielt interessant å drøfte samlokalisering mellom produksjon og forbruk ettersom det er en faktor som benyttes ved avregning av de faste leddene for uttak i sentralnettet, og fordi distribusjonsnettet i framtiden vil ha økende innmating (småskala vannkraft, plusshus, elbiler osv.). Vi drøfter derfor nedenfor effekttariffer generelt samt hvordan samlokalisering kan tas hensyn til ved effekttariffer. Vi ser altså for oss at kundene betaler effekttariffer pr. kw maksimalt uttak i løpet av en gitt periode eller gjennomsnittlig effektuttak i løpet av perioden. Det kan videre være aktuelt å innføre ulike effektledd pr. måned. Andre tidsoppløsninger enn måned er selvsagt også mulige. Effekttariffer i henhold til disse definisjonene har følgende egenskaper: Samfunnsøkonomisk effektivitet Tariffer basert på maksimalt uttak reduserer utnyttelsen av nettet. Hvor stor virkningen blir, er imidlertid usikkert. Et annet spørsmål er om det gir et samfunnsøkonomisk tap eller gevinst. Hvorvidt en modell som krever inn residuale nettkostnader basert på effektavregning bidrar til samfunnsøkonomiske tap, hviler i hovedsak på to elementer: Hvorvidt kapasiteten i nettet er begrenset, og hvordan grunnlaget for effektuttaket blir fastsatt. I figuren nedenfor illustrerer vi optimale tariffer i en situasjon med begrenset kapasitet. Øre/kWh KO p * p kap p MC PO Kortsiktig marginalkostnad Etterspørsel etter overføring k* kwh I figuren er kapasiteten i nettet begrenset, slik at kun k* kapasitet er tilgjengelig. I den sammenheng kan den optimale prisen dekomponeres til å bestå av et ledd som som reflekterer den kortsiktige marginalkostnaden (p MC ) og et kapasitetsledd (p kap ) som sikrer at etterspørselen etter overføringen tilsvarer den tilgjengelige kapasiteten. En slik pris sikrer at det samfunnsøkonomiske overskuddet av kraftoverføringen blir størst mulig, gitt den tilgjengelige kapasiteten. Side 27

28 I situasjoner der nettet er preget av et betydelig overskudd på kapasitet, vil imidlertid økt overføring under topplast være gratis, med unntak av økning i nettap. Følgelig vil en modell som drar inn de residuale kostnadene gjennom effektleddet være forbundet med lavere samfunnsøkonomiske tap i situasjoner med begrenset nettkapasitet. Samtidig er det viktig å være klar over at effekttariffer av typen vi her omtaler, er en avgift på kapasitetsutnyttelsen i referansetimene, alternativt det maksimale effektuttaket. Disse timene trenger ikke å være sammenfallende med timene der nettkapasiteten er fullt utnyttet. Videre vil fastsettelsen av effektsatsene ha en påvirkning på de samfunnsøkonomiske tapene som følger av at man avviker fra den optimale løsningen. Prisfastsettelsen kompliseres av de betydelige skalafordelene som er knyttet til nettutbygging (gjennomsnittskostnaden er høyere enn marginalkostnaden), jf. figuren nedenfor. Den stiplede trappetrinnskurven viser gjennomsnittskostnaden ved overføring, mens den heltrukne trappetrinnskurven viser marginalkostnaden. Figur 4-1 Etterspørsel etter overføring og kostnader - prinsippskisse Kr/MW Etterspørsel etter overføring MW Dersom tariffene reflekterer marginale ekspansjonskostnader, vil vi få en samfunnsøkonomisk optimal dimensjonering av nettet. En pris lik marginalkostnad vil som nevnt ikke sikre kostnadsdekning. Dersom tariffene reflekterer gjennomsnittskostnaden ved nettutbygging, vil den generelle kunden bli belastet en for høy kostnad. For sterke signaler i forhold til den tilgjengelige nettkapasiteten hindrer en optimal nettutnyttelse, og bidrar til samfunnsøkonomiske tap. Nettselskapet vil imidlertid få full kostnadsdekning. Modellen kan modifiseres til å gi mindre samfunnsøkonomiske skadevirkninger ved å innføre tariffer som bedre reflekterer den underliggende kostnadsstrukturen. Dette kan skje gjennom effekttariffer der satsene avtar etter hvert som effektuttaket øker, jf. dagens regler for tariffering av effektmålte kunder i sentralnettet. I sum er det grunn til å tro at residuale tariffer basert på effektuttak kan ha samfunnsøkonomiske kostnader på kort sikt i form av lavere nettutnyttelse, på lang sikt i form av for sterke incentiver til å velge alternative oppvarmingsløsninger. Samtidig er det viktig å være klar over at slike vridninger ligger inne i dagens modell allerede, ikke minst for de energimålte kundene som betaler relativt høye energiledd. I det perspektivet kan økt bruk av effektavregning være en forbedring, Side 28

29 ettersom koblingen mellom forbruk og tariffer blir mindre direkte enn ved energileddet. Dersom grunnlaget fastsettes i referansetimer som ikke kan forutses av kundene (for eksempel tilfeldig valgte timer eller timene med makslast i nettet i stedet for hos den enkelte kunden), kan effektleddet bli tilnærmet nøytralt, i hvert fall på kort sikt. Oppfyllelse av forskriftskrav Modellen er i henhold til dagens forskriftskrav, da den tilsvarer dagens modell for effektmålte kunder. Administrativ håndterbarhet Modellen er relativt enkel å implementere rent teknisk da den i prinsippet innebærer en utvidelse av dagens modell for timesmålte kunder i distribusjonsnettet. De fleste nettselskapene kjenner derfor mest sannsynlig til denne tarifferingsmodellen fra før. Det skal heller ikke være noe problem å få innhentet de nødvendige dataene for avregningen. Modellen kan imidlertid gi enkelte praktiske utfordringer. da en tarifferingsmodell basert på størrelsen på kundens forbruk gir incentiver til forbruksreduksjon. Modellen kan i den sammenheng føre til ustabile tariffer etter hvert som kundene tilpasser seg ved å redusere maksimalforbruket. Lavere maksimaluttak krever høyere tariffer per MW, hvilket skaper ytterligere incentiver til forbruksreduksjoner. På den andre siden er det betydelige tariffsvingninger også i dagens modell med høye energiledd for husholdningskunder. Effektavregning vil også gjøre det mulig å benytte samme grunnleggende tariffmodell for samtlige kunder, noe som vil bidra til forenklinger og lavere kostnader. Man unngår også at kunder tilpasser seg strategisk for å komme inn under den ene eller den andre tarifftypen (avhengig av hva som er gunstigst). Selve omleggingen (for kundene som er energimålt i dag) vil imidlertid medføre administrative kostnader. Det kan være utfordringer knyttet til innføringen av en datahub og en leverandørsentrisk modell. Med en datahub som utarbeider fakturagrunnlag for kraftleverandørene også for nettleien, vil det være ønskelig å standardisere og forenkle tariffstrukturene for å minimere merarbeidet for både datahuben og leverandørene. Effekttariffer kan da være krevende dersom selskapene velger svært ulike strukturer (grenseverdier for ulike tariffnivåer osv.). Det kan også være et problem dersom nettselskapene fastsetter avregningsgrunnlaget over lengre perioder, for eksempel over et kvartal eller år. Det kan da bli nødvendig å operere med à konto-betalinger for effektleddet. Som et minimum bør derfor avregningsperioden for effektgrunnlaget samordnes med avregningsperioden for andre tariffledd og kraftkjøpskostnader (for eksempel månedlig). Her må det imidlertid også tas med i betraktningen at dagens effektmålte kunder betaler residuale tariffer basert på faktisk effektuttak. Dersom standardisering er ønskelig og effekttariffer anses som krevende innenfor rammen av en leverandørsentrisk modell og en datahub, må i så fall tariffene for disse kundene endres også. Fordelingsvirkninger Kunder med høyt forbruk vil ventelig dekke en høyere andel av det residuale inntektsbehovet enn kunder med lavt forbruk. Om fordelingsvirkningene blir store eller ikke, avhenger av den detaljerte modellutformingen. Differensiering basert på samlokalisering En modell med effekttariffer lar seg relativt enkelt kombinere med samlokalisering av produksjon og forbruk. For eksempel kan avregningsgrunnlaget for uttak reduseres med utgangspunkt i innmating i et punkt eller et nærmere definert område i distribusjonsnettet. En slik modell vil ha følgende egenskaper: Samfunnsøkonomisk effektivitet: En differensiering basert på samlokalisering vil gi incentiver til å lokalisere seg i områder med mye distribuert produksjon eller investere i Side 29

30 egen produksjon. Dette kan gi for sterke incentiver til samlokalisering og bygging av egen produksjon, men det avhenger også av andre tariffelementer og markedsdesign for øvrig. Oppfyllelse av forskriftskrav: Modellen er i henhold til dagens forskriftskrav, jf. dagens modell i sentralnettet. En modell som premierer forbruk lokalisert i overskuddsområder differensierer forbruk basert på nettmessige forhold, da samlokalisering av forbruk og produksjon reduserer nettapene. Administrativ håndterbarhet: Modellen kan være noe utfordrende å implementere og drifte. Spørsmål som må besvares før en modell differensiert på samlokalisering innføres er blant annet: Hvordan skal områder defineres? Skal en basere seg på målepunkt, postnummer, bydel, eller nettstasjon? Hvordan skal forbruket og produksjonen måles? I utgangspunktet vil vi imidlertid anta at de praktiske utfordringene ikke er uoverstigelige. Fordelingsvirkninger: Kunder lokalisert i områder med lite distribuert produksjon eller annen innmating må ta en større andel av kostnadene. 4.4 Differensiert fastledd Beskrivelse I denne modellen vil energileddet i hovedsak reflektere de underliggende kostnadene knyttet til nettap, mens brorparten av de residuale kostnadene belastes det faste leddet. Fastleddene differensieres i dag gjerne mellom energi- og effektmålte kunder og mellom ulike kundegrupper innenfor disse to hovedgruppene. Med AMS kan differensieringen av fastledd skje på andre måter, for eksempel med utgangspunkt i faktisk effektuttak (maksimalt eller gjennomsnittlig), brukstid eller observert prisfølsomhet Vurdering I utgangspunktet er fastledd nøytrale både på kort og lang sikt. 3 Økt bruk av fastledd vil generelt forbedre effektiviteten i innkrevingen av de residuale nettkostnadene. I den grad fastleddene differensieres på grunnlag av kriterier som er knyttet til kundenes faktiske overføring av kraft, kan imidlertid kundene få incentiver til uhensiktsmessige tilpasninger. For eksempel kan kundene velge å begrense effektuttaket og heller installere alternative oppvarmingsløsninger dersom de står i fare for å betale et (vesentlig) høyere fastledd med fortsatt eloppvarming. I noen tilfeller vil dette være en samfunnsøkonomisk optimal tilpasning, i andre tilfeller ikke. Et unntak vil gjelde fastledd som differensieres på grunnlag av observert prisfølsomhet, særlig langsiktig prisfølsomhet. Administrativt er det ikke mer krevende å differensiere fastledd enn andre tariffer ut fra kriteriene vi har nevnt her. Modellen med observert prisfølsomhet er uansett krevende å praktisere. Ut fra gjeldende forskriftskrav vil vi anta at differensiering av fastledd ut fra brukstid eller effektuttak vil være uproblematisk. Differensiering av fastledd på grunnlag av andre kriterier enn kundegruppe (dagens modeller) gir trolig små samfunnsøkonomiske nyttevirkninger, og kan på visse vilkår gi opphav til samfunnsøkonomiske tap, selv om tapene trolig vil være mindre enn med en uhensiktsmessig differensiering av energiledd (ettersom koblingen mellom forbruk og tariffbetaling er mindre direkte enn med energileddet). Primært vil differensiering av fastledd være et virkemiddel for å påvirke kostnadsfordelingen. 3 Vi ser bort fra kundenes incentiver til å etablere fellesmåling for å slippe å betale individuelle fastledd. Dette er søkt ivaretatt gjennom forskriftskravet om at den enkelte boenhet skal avregnes for seg. Vi ser også bort fra risikoen for at kunder vil velge å koble seg av nettet dersom fastleddet blir for høyt. Side 30

31 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 differensiering 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. Diskusjonen av de detaljerte incentivvirkningene blir på denne måten i stor grad parallell med drøftingen av energiledd og effekttariffer i de foregående avsnittene.samtidig er det ikke opplagt at kundene vil greie å tilpasse seg de implisitte prissignalene. Brukstid er for eksempel neppe et begrep mange nettkunder har klart for seg. Risikoen for samfunnsøkonomiske tap som følge av implisitte prissignaler gjennom fastleddet er derfor begrenset. 4.5 Abonnert effekt Beskrivelse Med denne modellen abonnerer kunden på en fast mengde effekt og betaler effektledd (pr. kw abonnert effekt), energiledd og fastledd. Modellen kan implementeres på to måter avhengig av konsekvensene dersom abonnert effekt overstiges: Kundenes fysiske effektuttak begrenses ved hjelp av bryte-/strupefunksjonaliteten i AMSutstyret. Denne modellen er i stor grad lik tariffer som avregnes på grunnlag av installert effekt (differensiering ut fra sikringsstørrelse). Kundene kan ta ut den effekten de ønsker, men betaler en høyere pris på grunnlag av observerte timeverdier for uttaket. Den høyere prisen kan for eksempel være i form av en ekstra tariff pr. kwh uttak i timer med forbruk som overstiger den abonnerte effekten, eller en høyere sats pr. kw (maksimalt) effektuttak. De to modellene kan også kombineres, for eksempel ved at det kreves eksplisitt samtykke fra nettkunden om høyere tariff dersom den fysiske grensen skal overstiges. Selve betalingen for den abonnerte effekten kan utformes på flere måter, enten som en flat sats pr. kw eller en trappetrinnsfunksjon med avtakende satser pr. kw som med dagens effekttariffer. Det er også mulig å operere med differensierte satser for ulike kundegrupper, jf. drøftingen av tilsvarende differensiering av effekttariffer eller energileddet Vurdering Modeller med abonnert effekt har to prinsipielle virkninger med hensyn til nivået og fordelingen av de residuale nettkostnadene: De residuale nettkostnadene fordeles mellom kundene ut fra abonnert effekt. Straffeavgifter reduserer behovet for andre residuale tariffer, men fjerner det neppe helt. Prissignalene og incentivene for kundene vil i stor grad ligne signalene som sendes med andre modeller basert på maksimalt effektuttak eller installert effekt. Det vil si at det oppstår en risiko for samfunnsøkonomiske tap i situasjoner uten kapasitetsknapphet i distribusjonsnettet. Derimot vil incentivene for kundene til å tilpasse installert effekt reduseres sterkt ettersom den fysiske kapasiteten ikke betyr noe for nettariffene de betaler, bare det faktiske uttaket. Samfunnsøkonomisk har modellene flere virkninger: Nettselskapene får informasjon om betalingsviljen for maksimalt uttak og kan bruke abonnert effekt til å begrense både løpende uttak og investeringer (dersom kundene ikke kan fysisk overstige abonnert effekt). Det kan redusere behovet for investeringer i nettet. Her vil imidlertid også inntektsrammereguleringen spille en rolle for incentivene. Side 31

32 Et grunnleggende problem med modellen er at kundene står overfor et prissignal om høyere kostnader ved økt uttak som ikke nødvendigvis reflekterer de underliggende kapasitetsforholdene i nettet. En modell med absolutte fysiske begrensninger på effektuttaket er mindre samfunnsøkonomisk effektiv enn en modell der det er mulig for kunden å øke forbruket mot å betale en høyere tariff (med unntak av spesielle situasjoner der kapasiteten i distribusjonsnettet er fullt utnyttet). I det siste tilfellet kan forbrukerne velge å øke uttaket dersom kostnaden er mindre enn betalingsviljen. Samfunnsøkonomiske tap vil fortsatt oppstå i de periodene hvor kostnaden ved å øke uttaket er lavere enn tariffen ved overforbruk, men det er altså mulig å øke uttaket uten at kunden foretar seg noe spesielt utover å betale en ekstra tariff. Med fysiske begrensninger må kundene aktivt endre sitt abonnement dersom de skal kunne øke uttaket, og det er grunn til å tro at det alt i alt vil gi en lavere nettutnyttelse. Det er derfor etter vår vurdering bare modeller med høyere pris for forbruk over avtalt effektgrense som er relevant å innføre. I den grad det er behov for struping av forbruk, må det håndteres gjennom andre virkemidler. 4 Et annet moment er at tariffering basert på abonnert effekt vil nærme seg en modell med effektprising (jf. THEMA, 2013). De residuale tariffene gir på denne måten relativt eksplisitte prissignaler både på kort og lang sikt. I den grad prissignalene er riktige (og ikke gis på andre måter), kan dette gi økt samfunnsøkonomisk effektivitet. Som vist i THEMA (2013) og diskusjonen av effekttariffer ovenfor er det imidlertid svært krevende å lage tariffer som reflekterer marginalkostnadene ved utvidelse av nettet på en god måte. Modeller med abonnert effekt må antas å være i samsvar med gjeldende forskrifter og være administrativt håndterbare når AMS er innført. Spesielt kan det påpekes at avregningsgrunnlaget for tariffen kan fastsettes samtidig med avregningen av energiforbruket, enten det skjer månedlig eller med andre tidsintervaller. Registrert forbruk pr. time i avregningsperioden over kundens maksimale nivå i henhold til abonnementet kan beregnes direkte og inngå som del av fakturagrunnlaget. Denne prosedyren kan standardiseres på en enkel måte innenfor en leverandørsentrisk modell der det også finnes en datahub som utarbeider avregningsgrunnlaget for nettleien til de ulike leverandørene. Vi forutsetter da at modellen implementeres hos alle nettselskaper, slik at det er enkelt å lage en standardrutine for beregning av nettleie (selv om nivåene nødvendigvis vil variere mellom nettselskapene). På den andre siden kan det oppstå betydelige kostnader knyttet til håndteringen av kundenes abonnementer. Kundene må velge et nivå på sitt abonnement, og det vil oppstå behov for å endre abonnementene over tid. 5 Det kan også være andre utfordringer på den administrative siden. I den grad (residuale) effekttariffer generelt er vanskelige å kommunisere til kundene, vil også abonnert effekt ha utfordringer på dette punktet. At kostnadene i nettet reduseres, må altså avveies mot tap av konsumentoverskudd ved lavere elforbruk og eventuelle ekstrakostnader til andre oppvarmingsløsninger eller andre tiltak. Når det gjelder administrative forhold, kan abonnert effekt både gi fordeler og ulemper. Det er ikke opplagt at abonnert effekt gir vesentlige forbedringer sammenlignet med dagens modell. 4 For eksempel kan det tenkes at Statnett med hjemmel i systemansvarsforskriften eller NVE med hjemmel i rasjoneringsforskriften kan beordre utkobling, eller distribusjonsnettet selv i kritiske situasjoner. 5 Man kan selvsagt tenke seg at kundene i stedet for å velge selv blir tilordnet en abonnert effekt basert på kundegruppe eller størrelse på forbruket. Konsekvensene for kundene kan med en slik ordning framstå som svært tilfeldige ettersom de ikke lenger kan velge selv hvor den høyere tariffen slår inn. Det er lett å se for seg at dette vil medføre betydelige kostnader til kundeservice og klagehåndtering. Side 32

33 4.6 Kvalitetsabonnement Beskrivelse Med denne modellen differensieres inndekningen av de residuale nettkostnadene mellom kundene ut fra deres etterspørsel etter kvalitet. Det er enklest å analysere modellen ut fra en forutsetning om at fastleddene differensieres, men det er fullt mulig å operere med ulike nivåer på energi- eller effektledd også. For eksempel kan vi tenke oss at kundene velger ett av tre alternativer: Høy kvalitet/høyt fastledd: Nettselskapet kan ikke koble ut kunden under noen omstendigheter (utenom feilsituasjoner i nettet der utkobling er uunngåelig). Lav kvalitet/lavt fastledd: Nettselskapet kan koble ut hele eller deler av kundens forbruk i henhold til nærmere definerte kriterier. Det er videre mulig å tenke seg at det åpnes for at kundene kan velge ulike kvaliteter for ulike deler av forbruket (høy kvalitet for et basisforbruk som dekker det elspesifikke behovet, lav kvalitet for forbruk til oppvarming dersom kunden har alternativer). I så fall vil modellen ligne ordningen med abonnert effekt som er beskrevet ovenfor. Prinsipielt har modellen med kvalitetsabonnement mange likhetstrekk med tidligere ordninger med utkoblbart forbruk og dagens ordninger med fleksibelt forbruk. Forskjellen er at bryte- og strupefunksjonaliteten ved AMS gjør det mulig å benytte en slik modell for alle kunder Vurdering Modellen med kvalitetsabonnement har følgende egenskaper: Samfunnsøkonomisk effektivitet: I prinsippet vil modellen gjøre det mulig å fange opp kundenes betalingsvilje for leveringskvalitet. Modellen gir på den måten informasjon som kan være nyttig i nettselskapenes planlegging. På den andre siden vil nettselskapenes økonomiske incentiver til å gjennomføre investeringer fortsatt avhenge av inntektsrammereguleringen og KILE-ordningen spesielt. Eventuelle signaler fra kundene om betalingsvilje for leveringskvalitet har ikke nødvendigvis effekt på nettselskapets investeringer. Man kan imidlertid også tenke seg at nettselskapene blir erstatningspliktige overfor kundene som har valgt høy kvalitet (utover hva som allerede ligger i ordningen med erstatning ved langvarige avbrudd). Da vil nettselskapene få et signal som kommer i tillegg til den eksisterende KILE-ordningen, noe som på sikt kan føre til overinvesteringer. En ordning med kvalitetsabonnement kan også gi langsiktige prissignaler til kundene. 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. Oppfyllelse av forskriftskrav: Modellen antas å være i samsvar med kravene til differensiering av nettariffer ettersom den har klare paralleller til ordningen med fleksibelt forbruk. Administrativ håndterbarhet: Det kreves administrative ressurser til å samle inn informasjon om kundenes valg av kontrakt. I tillegg er det grunn til å vente at det kan bli økte kostnader til kundeservice som følge av manglende forståelse hos kundene for utkoblinger, i hvert fall i en innledende periode inntil systemet er innarbeidet og kjent. Samtidig er det ikke opplagt at omfanget av utkoblinger vil bli veldig stort, gitt at distribusjonsnettet normalt dimensjoneres med relativt mye kapasitet (jf. THEMA, 2013). Videre reiser ordningen spørsmål om grensesnittet mot andre reguleringer, herunder KILE-ordningen, erstatningsordningen for langvarige avbrudd og rasjoneringsforskriften. Side 33

34 Fordelingsvirkninger: Det er grunn til å anta at modellen kan ha relativt omfattende fordelingsvirkninger. Kunder med høyt forbruk og tilgang på alternative oppvarmingsløsninger kan velge lav kvalitet og få en lavere regning enn i dag. Samlet sett gir ordningen med kvalitetsabonnement både potensielle fordeler og ulemper sammenlignet med dagens løsninger. Den gir neppe lavere kostnader til administrasjon, og det er en risiko for at kostnadene øker. Samtidig er det klart at modellen reiser noen utfordringer knyttet til samspillet med annet regelverk. Side 34

35 5 KONSEKVENSER FOR KUNDENE AV ALTERNATIVE MODELLER Alternative modeller for innkreving av de residuale nettkostnadene kan ha store fordelingsvirkninger mellom nettkunder. For å illustrere et mulig utfallsrom har vi beregnet konsekvensene for energimålte kunder i tre eksempelselskaper under ulike modeller for de residuale tariffene. Generelt vil høyere fastledd eller differensierte energiledd tendere til å gi høyere samlet nettleie for små kunder. Effektavregning vil gi omfordeling blant kundene som i noen grad kan være uavhengig av størrelsen på energiforbruket. I dette kapitlet beskriver vi kort konsekvensene for kundene av alternative modeller for innkreving av residuale nettkostnader. Det er klart at konsekvensene i stor grad vil avhenge av den detaljerte modellutformingen, og vi gjør derfor ikke noen fullstendig konsekvensanalyse eller prognose for tariffene. Beregningene er primært ment å skulle illustrere de overordnede virkningene av alternative modeller for de residuale leddene. Vi ser på konsekvensene for de energimålte kundene alene. 5.1 Generelle forutsetninger Beregningene er gjort med utgangspunkt i data fra den økonomiske og tekniske rapporteringen fra nettselskapene til NVE i Vi har på dette grunnlaget konstruert tre eksempelselskaper: Stort nettselskap med relativt lave kostnader pr. kunde og lavt gjennomsnittsforbruk hos de energimålte kundene (for eksempel et nettselskap med høy andel kunder i tettbygde strøk og høyt forbruk av fjernvarme i nettområde) Mellomstort nettselskap med middels høye kostnader pr. kunde og middels forbruk hos de energimålte kundene (for eksempel et nettselskap med en blanding av kunder i tettbygde strøk og noe fjernvarme) Lite nettselskap med høye kostnader pr. kunde og høyt gjennomsnittsforbruk hos de energimålte kundene (for eksempel et nettselskap i et område med spredt bebyggelse og krevende geografiske rammevilkår) For å forenkle analysen tar vi utgangspunkt i to eksempelkunder, én med forbruk på kwh og én med forbruk på kwh. Hoveddata for selskapene er angitt i tabellen nedenfor: Tabell 5-1: Eksempelselskaper hoveddata forbruk og kostnader Selskap Inntektsbehov (mill. Små kunder - Store kunder - Sum Sum forbruk Gjennomsnittsforbruk (MWh) kunde (kr) Kostnad pr kwh kwh kunder (MWh) kr) Stort Mellomstort Lite Kilde: Vi antar i utgangspunktet at selskapene har samme tariffstruktur for alle energimålte kunder bestående av et energiledd og et fastledd. Fastleddet er antatt å variere mellom selskapene for illustrasjonens skyld. Det gir følgende tariffer og samlet nettleie som til sammen oppfyller inntektsbehovet (gitt forutsetningene om forbruk og antall kunder i hvert av selskapene): Side 35

36 Tabell 5-2: Eksempelselskaper tariffer Selskap Fastledd (kr) Energiledd (øre/kwh) Nettleie kwh (kr) Nettleie kwh (kr) Stort , Mellomstort , Lite , Kilde: 5.2 Differensierte påslag på energileddet Vi ser først på modellen med differensierte påslag på energileddet. Betingelsen er at summen av inntekter fra de to kundene skal være den samme som i basistilfellet med like påslag. På det grunnlaget kan vi utlede de nødvendige påslagene for å sikre at inntektene er konstante. Vi legger til grunn at fastleddene er uendret og at energileddet settes til 10 øre/kwh for kundene med lavt påslag. Videre antar vi at halvparten av kundene med høyt forbruk for lavt påslag. Samtlige kunder med lavt forbruk og halvparten av kundene med høyt forbruk får det høye påslaget. Det høye påslaget er da det residuale elementet i beregningene. Forskjellen i påslaget kan for eksempel begrunnes ut fra antatt prisfølsomhet. De små kundene må antas å ha en svært høy andel elspesifikt forbruk med lav prisfølsomhet. Tilsvarende kan det finnes store husholdningskunder uten alternative oppvarmingsløsninger som har relativt lav prisfølsomhet og dermed får et høyt påslag (prisfølsomheten kan for eksempel indikeres i praksis gjennom observerte årsprofiler for forbruket eller brukstid). Halvparten av de store kundene får høyt påslag, den resterende delen et lavt påslag. Med disse forutsetningene får vi følgende tariffer og samlede nettleiekostnader med like og differensierte påslag gitt at inntektsbetingelsen skal oppfylles (nettleien i det opprinnelige eksemplet med høye udifferensierte energiledd er oppgitt i parentes): Tabell 5-3: Eksempelselskaper tariffer med differensierte påslag på energileddet Selskap Fastledd (kr) Energiledd (øre/kwh) lavt påslag Energiledd (øre/kwh) høyt påslag Nettleie kwh (kr) høyt påslag Nettleie kwh (kr) høyt påslag Nettleie kwh (kr) lavt påslag Stort , (2 462) (6 308) (6 308) Mellomstort , (3 176) (7 882) (7 882) Lite , (3 696) (8 478) (8 478) Kilde: Vi ser at de små kundene gjennomgående får høyere samlet nettleie ettersom fastleddet er uendret og påslaget på energileddet økt. Det samme gjelder store forbrukere med høyt påslag, mens store forbrukere med lavt påslag får en betydelig reduksjon. 5.3 Høye fastledd I denne modellen settes energileddet til et nivå som reflekterer de marginale tapskostnadene i nettet. For illustrasjonens skyld antar vi at dette nivået er 5 øre/kwh i alle eksempelselskapene. Fastleddet er felles for alle kunder, og bestemmes residualt (slik at det minste selskapet får det høyeste fastleddet: Det gir følgende tariffer og nettleie: Tabell 5-4: Eksempelselskaper tariffer med lavt energiledd og høyt fastledd Side 36

37 Selskap Energiledd Fastledd pr. (øre/kwh) kunde (kr) Nettleie kwh (kr) Nettleie kwh (kr) Stort (2 462) (6 308) Mellomstort (3 176) (7 882) Lite (3 696) (8 478) Kilde: I forhold til eksemplet med høye (udifferensierte) energiledd og relativt lave fastledd får de små kundene en betydelig økning i nettleien. De store kundene får en reduksjon, spesielt i det store nettselskapet med relativt lave fastledd i utgangspunktet. 5.4 Effektavregning I denne modellen avregnes kundene på grunnlag av maksimalt målt effektuttak (beregningene kan også på visse vilkår reflektere konsekvensene av en modell basert på abonnert eller installert effekt). Energileddet settes til 5 øre/kwh i alle selskapene, og vi benytter de samme fastleddene som i referanseeksemplet med høye udifferensierte energiledd. Vi benytter videre en fast sats pr. kw effekt, det vil si at satsen er uavhengig av kundegruppe og nivå på uttaket. Vi forutsetter en antatt maksimaleffekt både for nettselskapet og de enkelte kundegruppene basert på energiforbruk og en antatt brukstid. For enkelhets skyld har vi tatt utgangspunkt i årlig avregning, men de prinsipielle konklusjonene gjelder også dersom vi legger til grunn andre tidsperioder. Halvparten av de store kundene antas å ha en lav brukstid, den andre halvparten en høy brukstid. For de små kundene har vi lagt til grunn høy brukstid. Tabell 5-5: Eksempelselskaper tariffer med effektavregning for alle kunder Selskap Fastledd (kr) Energiledd (øre/kwh) Effektledd (kr/kw) Nettleie kwh (kr) Nettleie kwh (kr) lav brukstid Nettleie kwh (kr) høy brukstid Stort (2 462) (6 308) (6 308) Mellomstort (3 176) (7 882) (7 882) Lite (3 696) (8 478) (8 478) Kilde: Vi ser at kundene med lavt forbruk får noe lavere nettleie enn i eksemplet med høye udifferensierte energiledd, men utslaget er relativt lite. De store kundene med lav brukstid får økt nettleie, mens store kunder med høy brukstid får lavere nettleie. Vi kan få tilsvarende virkninger også blant de små kundene dersom vi legger til grunn ulike brukstider. Generelt er det et poeng at effektavregning gir omfordeling blant kunder på alle størrelsestrinn, men virkningene er ikke nødvendigvis veldig store. Side 37

38 6 SAMLET VURDERING AV ALTERNATIVE MODELLER En samlet vurdering av alternative modeller må reflektere myndighetenes prioriteringer av ulike mål. Den teoretisk optimale modellen innebærer å benytte bare fastledd, men har enkelte praktiske utfordringer. Tariffering på grunnlag av maksimalt effektuttak vil gi samme modell for alle nettkunder og kan på visse betingelser gi små samfunnsøkonomiske tap, men kan gi andre administrative utfordringer. Modeller basert på abonnert effekt er et annet alternativ, men gir potensielt uheldige prissignaler og kan også gi administrative kostnader. I tabellen nedenfor oppsummerer vi vurderingen av de alternative modellene med hensyn til samfunnsøkonomisk effektivitet og administrativ håndterbarhet. Alle sammenligninger er gjort relativt til dagens modell der energimålte kunder betaler relativt høye og like energiledd. Plusstegn innebærer en forbedring, mens minus gir en dårligere løsning enn i dag. Når det gjelder fordelingsvirkninger og samsvar med forskriftskrav, avhenger egenskapene i betydelig grad av den detaljerte utformingen av modellene. Tabell 6-1: Oppsummering av egenskaper ved alternative modeller Samfunnsøkonomisk effektivitet Administrativ håndterbarhet Differensierte energiledd +/0 Differensiering av påslag på energileddet ut fra prisfølsomhet (direkte eller indirekte) er en forbedring fra i dag, andre differensieringskriterier har små eller ingen virkninger 0/- Differensiering ut fra brukstid eller kundegruppe er relativt enkelt, detaljerte estimater på prisfølsomhet er mer krevende, kan være vanskelige å standardisere Differensierte fastledd +/0 Gir neppe store effektivitetsgevinster å differensiere, men økte fastledd gir generelt økt effektivitet 0/- Differensiering ut fra brukstid eller kundegruppe er relativt enkelt, detaljerte estimater på prisfølsomhet er mer krevende, potensielt store endringer for enkeltkunder kan gi administrative kostnader Effektavregning +/0 Abonnert effekt 0 Kvalitetsabonnement 0 Gir langsiktige prissignaler som kan være uheldige, men gir likevel en forbedring i forhold til dagens modell for energimålte kunder Både positive og negative virkninger, gir både kortsiktige og langsiktige prissignaler, men ikke nødvendigvis mer vridende enn dagens høye energiledd Både positive og negative virkninger, gir langsiktige prissignaler, men ikke nødvendigvis mer vridende enn dagens høye energiledd +/- Modellen kan tas i bruk for alle nettkunder og baseres på samme satser pr. kw (evt. også samme trinn ved differensierte satser for ulike uttaksnivåer). Modellen kan imidlertid gi enkelte utfordringer knyttet til tidspunktet for (etterskuddsvis) avregning og forståelighet for kundene og kan være utfordrende mht. standardisering. 0 Krever oversikt over kundenes valg av abonnert effekt og gjennomføring av løpende endringer, men er enkel å tilpasse mht. avregning - Risiko for økte kostnader til kundehåndtering Kilde: Side 38

39 På dette grunnlaget peker effektavregning for alle kunder seg ut som en modell som er bedre enn både dagens ordning og bedre enn andre alternativer som AMS gir muligheter for. Det gjelder både fordi modellen gir mindre vridende prissignaler enn dagens løsning der høye energiledd brukes for å dekke det residuale inntektsbehovet, og fordi én tariffmodell gir lavere administrative kostnader og enklere kommunikasjon med kundene (selv om det må påregnes overgangskostnader). Modellen gir også muligheter til å lage tariffer som håndterer samlokalisering av forbruk og produksjon, i den grad det skulle være ønskelig etter hvert som innmatingen i distribusjonsnettet øker (slik vi venter). Et motargument mot modellen er de praktiske sidene knyttet til avregningsperioder og standardisering (gitt leverandørsentrisk modell og datahub), der andre modeller vil kunne være enklere. Effektavregning gir trolig begrensede fordelingsvirkninger i forhold til dagens modell, selv om det vil være en omfordeling fra kunder med høy brukstid til kunder med lav brukstid (for eksempel fritidsboliger og kunder med eloppvarming). Videre har økt bruk av effektavregning relativt små konsekvenser for virkningene av annet regelverk, herunder inntektsrammereguleringen og KILEordningen. Økt bruk av fastledd er en alternativ vei å gå, som ikke krever AMS for å implementeres. Skal dette bidra til forenkling, må modellen også gjøres gjeldende for større kunder, noe som byr på enkelte praktiske utfordringer knyttet til nivået på fastleddet for ulike kunder. For å unngå store omfordelinger av kostnader, må fastleddene relateres til størrelsen på forbruket, i hvert fall indirekte. Det er selvsagt en mulighet å velge økte fastledd for kunder som i dag er energimålt og beholde effekttariffer for de større kundene. Med en begrenset AMS-utrulling vil de potensielle nyttevirkningene av allmenn effektavregning begrenses noe, og de samlede kostnadene kan bli høyere ettersom nettselskapene må operere med dagens løsninger for de minste kundene. Det er likevel vår vurdering at effektavregning for flere kunder vil gi lavere administrative kostnader og bedre prissignaler enn dagens modell. Avslutningsvis er det klart at AMS generelt gir nettselskapene økte frihetsgrader til å utforme og differensiere de residuale tariffene. I den grad nettselskapene velger samfunnsøkonomisk ineffektive løsninger, kan slike frihetsgrader føre til samfunnsøkonomiske tap. NVE bør derfor vurdere om forskriftskravene til de residuale tariffene skal innskjerpes og frihetsgradene reduseres med utgangspunkt i en anbefalt modell. Side 39

40 REFERANSER ECON (2006): Tariffering av energimålte kunder i distribusjonsnettet. Rapport nr , ECON Analyse. Joskow, P.L. (2005): Regulation of Natural Monopolies. Massachusetts Institute of Technology. Prepared for the Handbook of Law and Economics, A.M. Polinsky and S. Shavell, editors. Elsevier, B.V. Side 40