Utvikling av nettariffer i smarte nett. Notat utarbeidet for Energi Norge

Transkript

1 Utvikling av nettariffer i smarte nett Notat utarbeidet for Energi Norge

2 Tittel Oppdragsgiver Utvikling av nettariffer i smarte nett Energi Norge Rapport nr Tilgjengelighet Ikke offentlig Dato Forfatter/QA Kjetil Ingeberg Kanak AS Org.nr MVA Karl Johans gate 8, 0154 Oslo 1

3 1 INNLEDNING OG BAKGRUNN PRINSIPIELT OM NETTARIFFER INTERNASJONALE ERFARINGER MED PRISSIGNALER GJENNOM TARIFFER NOEN UTVALGTE CASE HVA KAN VI LÆRE AV INTERNASJONALE ERFARINGER? TARIFFMODELLER MÅL OG VIRKEMIDLER AKTUELLE TARIFFUTFORMINGER VURDERINGER AV EGENSKAPER VED ULIKE MODELLER OPPSUMMERING OG KONKLUSJONER OPPSUMMERING OG SAMMENLIGNING AV MODELLER KONKLUSJONER

4 1 Innledning og bakgrunn Dette notatet er skrevet på oppdrag av Energi Norge for bruk til diskusjoner i organisasjonen og med medlemmene om fremtidige modeller for nettariffer. Arbeidet er basert på en kombinasjon av egne analyser, referanser til internasjonale erfaringer og diskusjoner i verksted og medlemsmøter i Energi Norge. Hovedfokus er lagt på tariffer for uttakskunder i distribusjonsnettet. Tariffer på sluttbrukernivå i distribusjonsnettet domineres i dag av energiledd. Imidlertid er det flere utviklingstrekk som peker i retning av lavere brukstid i nettet. Nye typer forbruk, slik som elbiler, krever høy effekt pr ladepunkt, og utviklingen går i retning av stadig kraftigere ladere. Nytt utstyr i bygg, slik som induksjonsovner og gjennomstrømningsvarmere, er mer effektkrevende enn dagens tilsvarende utstyr. Utviklingen av nye byggstandarder og energirammer gir kraftig redusert energibehov for oppvarming og kortere fyringssesong. Samlet tilsier utviklingen at innkreving av tariffer gjennom energiledd vil bli mer utfordrende, og vil nødvendiggjøre kraftig økte tariffer pr kwh for å gi samme inntektsdekning til nettselskapene. Det er en utstrakt oppfatning at overgang til mer effektbaserte tariffer både vil gi en mer kostnadsriktig fordeling mellom kunder, og gi riktigere prissignaler til kundene om den faktiske kostnaden ved bruk av nettet. Det gjennomføres i dag forsøk med effektbaserte tariffer for husholdningskunder både i Steinkjer og på Hvaler (Devid-prosjektet). NVE har lagt frem tanker om et system basert på abonnert effekt. Det synes derfor å være en bred aksept for at effektbaserte tariffer har mange gode egenskaper og er ønskelig. Selv om de tekniske mulighetene for å benytte effekttariffer for dagens energimålte kunder er noe begrenset, vil innføringen av AMS åpne helt nye muligheter for tariffutforming. I dette notatet oppsummerer vi først en del prinsipielle forhold om optimal tariffering. Deretter ser vi på noen internasjonale erfaringer fra bruk av effektbaserte tariffer. Til slutt ser vi på alternative praktiske tilnærminger og tariffmodeller som kan utformes og implementeres for sluttkunder i distribusjonsnettet, også med tanke på differensiering mellom ulike kundegrupper og typer. Anleggsbidrag er også et viktig prissignal knyttet til utvidelse av kapasitet i nettet. I dette notatet tar vi ikke opp bruken av anleggsbidrag. Dette er imidlertid drøftet i Kanak-notat 2013/5 utarbeidet for Energi Norge i september Prinsipielt om nettariffer Nettariffer er betaling for bruk av nettet. Den grunnleggende begrunnelsen for tariffer er at netteier skal får dekket sine kostnader ved å bygge, eie og drifte nettet. I og med at elnett er 3

5 et naturlig monopol 1, er det viktig å beskytte kundene og begrense hvor høye tariffene kan være. Avhengig av kundenes priselastisitet, ville et ikke-regulert nettselskap kunne sette tariffene svært høyt. Dette forholdet er godt ivaretatt av dagens regulering med inntektsrammer, og er neppe noe praktisk problem i forhold til norske nettselskaper. De relevante prinsipielle spørsmålene er dermed knyttet til hvordan tariffinntekten fordeles mellom kunder, og hvordan tariffer benyttes for å gi prissignaler med sikte på å påvirke kundenes adferd hva gjelder bruk av nettet. Det grunnleggende prinsippet for tariffutforming er å minimere det samfunnsøkonomiske tapet ved innkreving av tariffer. Et samfunnsøkonomisk tap oppstår dersom tariffen settes ulikt den reelle kostnaden ved å benytte nettet, og kundenes bruk av nettet dermed blir annerledes enn hva underliggende faktorpriser faktisk skulle tilsi. Det er dermed ønskelig fra et samfunnsøkonomisk standpunkt at etterspørselen i minst mulig grad påvirkes av selve tariffutformingen, med mindre tariffen reflekterer faktiske kostnader ved bruk av nettet. For begge formål er det viktig å relatere tariffutformingen til hva som er underliggende kostnadsdrivere for nettet. I forhold til utforming av prissignaler i tariffer er det dermed et spørsmål om konsekvensen av ulike adferdsmønstre hos kundene. I en driftssituasjon med god kapasitet i nettet er det et relevant spørsmål om endret adferd (for eksempel i form av lavere effektuttak) endrer kostnaden i det hele tatt. Derimot, dersom utnyttelsen av nettet ligger nær kapasitetsgrensen kan endret adferd i form av lavere effekttopp ha betydelig økonomisk verdi ved at investeringer kan utsettes eller unngås. En direkte konsekvens av dette er at dersom nettariffen inkluderer «køpris» på et tidspunkt det ikke er kø (og marginalkostnaden i nettet dermed er lav eller nesten null), gir den et samfunnsøkonomisk tap. Statiske tariffmodeller der effektprisen alltid er høy på et bestemt tidspunkt eller over en viss grense for last i enkeltbygg, risikerer å gi denne virkningen, det samme gjelder progressive effektpriser i et nett som alltid har nok kapasitet. En optimal tariffutforming bør dermed reflektere den sanne marginalprisen for kapasitetsutvidelse i nettet når forbruket nærmer seg kapasitetsgrensen, men være lastuavhengig i perioder der nettet ikke har kapasitetsproblemer. Nettilgang er et fellesgode hvor kundene i en normalsituasjon ikke trenger å rivalisere for å utnytte godet (dvs nettjenester), og hvor godet er ekskluderbart dvs at kunder som ikke vil betale for godet kan utestenges fra det ved at de ikke får en tilknytningsavtale. Prissignalet for å utvide kapasiteten i et slikt nett vil være når den marginale betalingsvilligheten i sum for alle kunder overstiger den marginale kostnaden ved å investere i økt kapasitet. 1 Et naturlig monopol kjennetegnes ved at enhetskostnadene er fallende i hele produksjonsområdet dvs at det aldri vil være økonomisk lønnsomt å bygge to parallelle nett. 4

6 Prinsipielt bør dermed et nettselskap basere tariffen på følgende tilnærming: Kapasiteten er rikelig, ingen investeringsbehov i overskuelig fremtid: Effekt prises lik gjennomsnittskostnad i nettet. Ikke vesentlig behov for marginale prissignaler, men behov for kostnadsdekning gjennom en snittariff. Relasjonen til effekt tjener dermed først og fremst som en fordelingsnøkkel mellom kundene Kapasiteten er knapp, og nettet kan redusere samlede kostnader ved å utsette eller redusere investeringsnivået: Marginalprisen for effekt settes høyere enn gjennomsnittsprisen, og slik at den reflekterer marginalkostnaden ved investeringer i økt kapasitet. I prinsippet bør den høye effektprisen kun gjelde i perioder der nettet faktisk har kapasitetsproblemer. Jo mer kompleks en slik tariffmodell er, jo større utfordringer må man forvente med tanke på kundenes evne og vilje til å reagere på prissignalet. Automatiske styringssystemer kan være et viktig premiss for at avanserte tariffmodeller skal fungere.. Hvordan marginalkostnaden skal beregnes er et tema for seg i prinsippet bør den være likest mulig den marginale økningen i nettkostnadene som følge av en kapasitetsøkning, dvs at den tar inn over seg full økonomisk kostnad av kapasitetsøkningen, fordelt over levetiden av tiltaket. For investeringer som følger av krav om økt kapasitet fra én kunde kan det normalt tas anleggsbidrag. Dette er et eksplisitt prissignal som rammer den (eller de) kundene som nyter godt av investeringen, og er dermed et meget målrettet og enkelt virkemiddel som supplerer tariffene. Den fremste forskjellen er at der prissignalet i tariffene har som formål å påvirke adferden slik at investeringer utsettes eller unngås, vil anleggsbidraget knyttes til at en investering faktisk foretas fordi kunden har betalingsvillighet for den. Dersom anleggsbidraget overstiger kundens betalingsvillighet, vil også anleggsbidrag kunne medføre at investeringsbehovet reduseres. 3 Internasjonale erfaringer med prissignaler gjennom tariffer 3.1 Noen utvalgte case Effektbaserte tariffer er i mange år allerede brukt i flere land. Også i Norge hadde vi tidligere husholdningstariffer basert på normal- og overforbruk (H3-tariffen) med en ganske kraftig prisdifferensiering, ca 1:4-5. Felles for de aller fleste eksisterende erfaringene er at de er basert på et «gammeldags» målesystem, dvs at det finnes begrenset merd erfaring fra tariffer der kundene også har smarte målere med de kommunikasjonsmulighetene dette gir. Det lengst eksisterende systemet med effekttariffer som vi kjenner til er Tempo-tariffen i Frankrike, som har vært tilbudt kunder siden Etter 2009 tilbys ikke denne tariffen nye 5

7 kunder, siden den omfatter både nett og strøm og dermed ikke er tilpasset et skille mellom strøm og nettleie. Frankrike er for øvrig i ferd med å innføre en ny tariffmodell med normalog overforbruk fra og med Begge omtales under. Også i Italia er det lang erfaring med lastavhengige tariffer, systemet har vært på plass siden midten av 1970-tallet. Det italienske tariffsystemet har etter det vi kjenner til ikke vært spesielt evaluert, slik at det er vanskelig å trekke noen direkte lærdommer fra dette. I USA er det flere eksempler på effektbaserte tariffer. Særlig har California praktisert denne tariffmodellen lenge med noen endringer siden slutten av 1990-tallet, og med smarte målere siden Om lag 33% av husholdningskundene i USA har nå fått installert smarte målere, hvilket gjør at mange selskaper slik som Baltimore Gas & Electricity (BGE) er i ferd med å rulle ut et fordelsprogram for kunder med smarte målere, primært for å redusere last i sommermånedene. Det er ganske sikkert flere relevante effektbaserte tariffer vi kan referer til, men for vårt formål her går vi kort gjennom dem vi har nevnt over: Frankrike: Tempotariffen og progressive tariffer Tempo-tariffen er en dynamisk effekttariff som er bygget opp rundet hvite, blå og røde dager. Røde dager er forventet høylast med mest kapasitetsproblemer i nettet. Antallet røde dager er begrenset til 22 per år. Prisdifferensieringen mellom lav- og høylast er inntil ca 1:7. Figur 3-1 Tempotariffen tariffstruktur (kilde: EdF) Tariffen meddeles til kundene dagen før den gjelder via et apparat hos kunden, sms eller . Tariffen er frivillig, og er valgt av ca husholdnings-kunder og næringskunder. På røde dager viser EdFs evaluering at kundene som er med reduserer sin 6

8 makslast med inntil 45%. Kundene som velger tariffen har ca 10% besparelse på samlet strømregning, og 90% av kunden sier de er fornøyde med tariffen. Et viktig element er at tariffen varsles før den inntreffer, slik at kunden får mulighet til å endre adferd på forhånd. Fra og med 2015 har den franske nasjonalforsamlingen vedtatt at det skal innføres progressive tariffer. Formålet er å bidra til økt energisparing. Modellen er basert på en forholdsvis kompleks beregning og fastsettelse av et basisnivå pr kunde (som bl.a. avhenger av klimasone, størrelse på hus, antall personer i husholdningen, type oppvarmingssystem mv). Forbruk inntil basisnivået blir priset forholdsvis lavt, mens forbruk utover basisnivået først blir straffet med en malus, deretter en supermalus. Figur 3-2 Progressive tariffer i Frankrike fra 2015 Systemet er selvsagt omdiskutert i Frankrike. To av de mest sentrale forholdene er i) at prisdifferensieringen er forholdsvis svak (ca 1:1,25) og at prissignalet skal kommuniseres bare en gang i året når bonus/malus blir avregnet på fakturaen. Det finnes selvsagt ingen praktiske erfaringer med systemet ennå. USA: California, PGE I California har Pacific Gas & Electricity (PGE) benyttet progressive tariffer siden slutten av 1990-tallet. Tariffen er obligatorisk, og omfatter dermed et svært stort antall kunder. Differensieringen er også ganske sterk, inntil ca 1:5 med dagens tariffer. 7

9 Figur 3-3 Historiske priser til husholdninger. PGE Den underliggende tariffstrukturen er kompleks PGE opererer med over 100 forskjellige tariffer. Prissignalet kommuniseres gjennom fakturaen, selv om en del kunder siden 2009 har fått smarte målere hvor kommunikasjonen kan skje i forkant. California har hatt en langt flatere utvikling i elforbruk pr innbygger enn USA for øvrig. Det er imidlertid neppe grunnlag for å hevde at det er bruken av progressive tariffer som alene er årsaken til dette. I en analyse av virkningen av progressive tariffer i California fra ble det konkludert med at sluttbrukerne tilpasset seg gjennomsnittstariffen, og ikke marginaltariffen slik økonomisk teori skulle tilsi. Både kompleksiteten i systemet og forsinket kommunikasjon av prissignalet kan være viktige årsaker til at marginalprisen ikke synes å påvirke sluttbrukernes agering. Det må imidlertid påpekes at analysen er basert på data fra før PGE begynte å installere smarte målere. Storbritannia I Storbritannia gjennomførte Carbon Trust 3 i 2007 en omfattende pilotstudie og analyse av hvordan prissignaler kan bidra til energieffektivisering og reduserte CO2-utslipp. Selv om analysen ikke er direkte relatert til progressive tariffer, er den nyttig i forhold til å beskrive samspillet mellom kommunikasjonsform og kunderespons. I Piloten fikk ca 600 kunder (i hovedsak næringskunder) installert smarte målere for strøm, gass og vann. De ble fulgt opp delvis ved kun å få tilgang til data online, data og rådgivning, eller bare personlig kontakt 2 Do Consumers Respond to Marginal or Average Price? Evidence from Nonlinear Electricity Pricing. Koichiro Ito, University of California, Berkeley (2010) 3 Kilde: Advanced metering for SMEs. Carbon and cost savings. The Carbon Trust, UK,

10 om gjennomføring av tiltak. Graden av realisering av kundenes identifiserte potensial var betydelig avhengig av kommunikasjonsform: Figur 3-4 Gjennomføringsgrad av tiltak som funksjon av kommunikasjonsform. The Carbon Trust, 2007 Analysen viser at det er signifikante forskjeller mellom kommunikasjonsform og oppnådde effekter. I denne studien viste det seg at kombinasjonen av online tilgang til data kombinert med rådgivning om realisering av tiltak er klart mest effektiv. I forhold til nettariffer kan en parallell tolkning være online tilgang til tariffer kombinert med rådgivning om hvordan effektbehovet kan reduseres. 3.2 Hva kan vi lære av internasjonale erfaringer? Det er etter det vi kjenner til lite av konkrete studier om hvordan prissignaler i nettariffer virker alene de internasjonale studiene vi har sett på omfatter både nett og strøm, og formålet er ofte like mye knyttet til flaskehalser i produksjonssystemet som i nettet. Ikke desto mindre gir internasjonale erfaringer gode pekepinner om hvordan sluttbrukere faktisk reagerer på prissignaler. Basert på det begrensede tilfanget av erfaringer som det er referert til over, mener vi at følgende punkter er viktigst: Prissignalet må være signifikant dvs at kunden må se en signifikant økonomisk fordel av å tilpasse seg Prissignalet må kommuniseres i sanntid, og gi tilstrekkelig varsling til at en tilpasning kan gjøres. I California synes dette å være dårlig ivaretatt, mens Tempotariffen i Frankrike er godt designet. Erfaringer fra USA (samlet av DOE, Department of Energy) konkluderer også med at mange og hyppige prissignaler i flere kanaler (sms, mail, display..) gir dårligere effekt enn færre og målrettede prissignaler. Kundene bør altså ikke overlesses med prissignaler. En annen erfaring er at ulike kundegrupper kan reagere ulikt på samme prissignal, slik at differensiering av tariffmodellen for ulike kundesegmenter kan være hensiktsmessig. 9

11 Kunden må vite hva han kan gjøre, dvs hvilke tiltak som er effektive å gjennomføre: I Maryland (Baltimore) er det eksplisitt fokus på kjølemaskiner og på lading av elbiler som er enkle for kunden å forholde seg til. Både konkret rådgivning og automatisk styring av utvalgte formål synes dermed å være viktige suksessfaktorer. Når det gjelder faktiske erfaringer fra USA, er disse foreløpig begrensede. Det pågår en rekke studier i flere energiselskaper som har installert smarte målere. De fleste av disse studiene skal sluttføres innen 2014/2015. Hypotesen er rimeligvis at kundene vil tilpasse seg prissignaler, men det er begrenset med faktisk erfaringsgrunnlag for å hevde dette foreløpig. Det er lite konkret erfaring for å hevde at automatiske styringssystemer er nødvendige for at laststyring skal realiseres. Intuitivt virker imidlertid dette sannsynlig ikke minst i en verden der kommunikasjonsplattformen uansett etableres, og kostnaden ved styringssystemer er ganske lav. 4 Tariffmodeller 4.1 Mål og virkemidler Tariffutformingen kan ha mange ulike løsninger og elementer. Utformingen er en konsekvens av hvilke formål man ønsker å oppnå; eksempelvis å gi prissignaler, gi mest mulig rettferdig fordeling eller administrativ enkelhet. Eksempelvis er en fastpris for nettleie som settes lik for alle kunder åpenbart administrativt enkel, men oppfattes neppe som fordelingsmessig rettferdig eller som egnet for å gi prissignaler. Når vi i praksis skal utforme tariffmodeller, må dermed formålet med modellen være klarlagt før selve modellen designes. I dagens forskrift er det flere formål som legges til grunn for regelverket. Tariffen skal reflektere faktiske underliggende kostnader som i prinsippet kan henføres til kunder: Energileddet må minst tilsvare tapskostnaden, og fastleddet skal minst tilsvare kundespesifikke kostnader. Resten av tariffen kan baseres på enten energi eller effekt. Forskriften åpner på generell basis for effektledd, slik at «det skapes balanse mellom overføringsbehov og nettkapasitet. Kapasitetsleddet kan benyttes når overføringsbehovet overstiger kapasiteten i nettet.» (Kontrollforskiften 13.3) 4. I dag er det vanlig at mesteparten av tariffen for lavspentkunder baseres på energiledd. Dette gir gode prissignaler for å redusere energiuttaket (dvs energieffektivisering) men har liten betydning som prissignal for å redusere behovet for nettkapasitet. Dersom man legger om nettariffen til effektprising, vil incentivene for energieffektivisering bli svekket, mens nettet 4 For tariffer i distribusjonsnettet er det forskriftsfestet at effektledd skal knyttes til faktisk effektuttak hos kunden 10

12 kan få besparelser både i bedriftsøkonomisk og samfunnsøkonomisk forstand. Siden det er liten tvil om at effekt er en vesentlig kostnadsdriver for nett, innebærer energibaserte nettariffer en indirekte subsidiering av energieffektivisering som mest sannsynlig ikke er samfunnsøkonomisk optimal. I det følgende fokuserer vi på tariffmodeller i forhold til et nettperspektiv det vil si hvilke egenskaper de har for nettet, og ikke hvilke andre formål de måtte påvirke slik som energieffektivisering, sosialpolitikk, distriktspolitikk, næringspolitikk mv. Særlig ser vi på egenskaper ved ulike effektbaserte tariffmodeller. 4.2 Aktuelle tariffutforminger Det kan være nyttig å beskrive tariffmodellene etter to dimensjoner: Avregningsgrunnlag og kundedifferensiering. Avregningsgrunnlaget kan være energi, effekt eller en annen mengdeangivelse, henført til en tidsperiode. Kundedifferensiering kan være størrelse, sektor, nettnivå (spenningsnivå), formål el.l. Det er vanlig i dag å benytte de fleste av disse elementene i tariffutformingen, med unntak av formål. Her fokuserer vi på egenskaper ved ulike effektbaserte modeller, som beskrives nærmere under. Tariff Tidsbestemt effektpris Dynamisk tariff Abonnert effekt Progressiv tariff Formålsbasert tariff Utforming Innebærer at kunden har faste tariffnivåer pr kw knyttet til faste tidspunkter over døgnet, uken og/eller året. Innebærer at kunden har faste tariffnivåer pr kw, men at tidspunktet for når tariffnivåene gjelder er dynamisk og varsles kunden fra nettselskapet på forhånd. Nettselskapet knytter dermed høy tariff til tidspunkter med kapasitetsproblemer i nettet Kunden har to eller flere faste tariffnivåer pr kw, hvor tersklene er knyttet til effektuttak hos kunden og kunden har bestemt terskelverdien for abonnert effekt Kunden har to eller flere tariffnivåer som øker med økende effektuttak, og hvor grensene er satt av nettselskapet og ikke kunden selv Kunden har to eller flere tariffnivåer som er knyttet til hva effekten benyttes til, f.eks lading av elbil. For å gi annet enn fordelingsmessig virkning må tariffen kombineres med en tidsbestemt eller dynamisk modell som bidrar til at man skaper fokuserte prissignaler for å flytte effektuttak for akkurat dette formålet I tillegg kan tariffene differensieres etter nettnivå, størrelse, sektor mv hvilket vi ikke går nærmere inn på her. Alle tarifftypene vil kreve måleutstyr som ikke nødvendigvis er installert i dag, men som er vedtatt installert gjennom kravet til AMS. Den viktigste, underliggende driveren for å tenke en omlegging av tariffer er å styrke effektivitetsegenskapene for nettet i praksis dreier det seg om å redusere de langsiktige 11

13 kostnadene i nettet slik at nettkostnader og nettnytte hos kundene balanserer. Samtidig må vi forholde oss til både fordelingsvirkninger og administrativ gjennomførbarhet. I tabellen under viser vi vår overordnede, subjektive vurdering av hvor godt ulike hovedmodeller for effekttariffer oppfyller de tre hovedkriteriene. Fargekodene rangerer hvor godt den enkelte modell oppfyller kravene (grønn = godt, gult = begrenset, rødt = svakt) Tidsbestemt effektpris Tariff Prissignal og effektivitet Fordelingsvirkning Dynamisk tariff Abonnert effekt Progressiv tariff Formålsbasert tariff Kan gi høy tariff når det er nok kapasitet i nettet. Krever godt datagrunnlag for å være målrettet Prissignal gis på grunnlag av faktisk situasjon i nettet. Priser kø kun når det er kø. Prissignal gis på byggnivå som funksjon av kundens eget valg av abonnert effekt. Kan prise kø når det ikke er kø. Prissignal avhenger av kundens egen last. Kan prise kø når det ikke er kø Gir prissignal for de mest fleksible lastene, og prissignal for valg av svært effektkrevende installasjoner (induksjonsovn mv). Godt samsvar mellom uttatt effekt og tariffkostnad. Kan gi stor tariffendring på kundenivå Godt samsvar mellom uttatt effekt og tariffkostnad. Kan gi stor tariffendring på kundenivå Godt samsvar mellom uttatt effekt og tariffkostnad. Kan gi stor tariffendring på kundenivå Godt samsvar mellom uttatt effekt og tariffkostnad. Kan gi stor tariffendring på kundenivå Godt samsvar mellom uttatt effekt og tariffkostnad. Kan skjerme mot stor tariffendring på kundenivå ved at tariffen kun rammer enkelte formål som lett kan flyttes Administrativ gjennomførbarhet Enkelt med AMS installert Kompleks modell, krever AMS. Er allerede implementert i praksis i Frankrike (Tempo) Moderat kompleks modell, kundene må selv bestemme abonnert effekt kompetansegap Enkelt med AMS installert Kompleks modell, krever ekstra registrering, samt tilleggsutstyr hos kunden De to modellene som vurderes å gi de mest presise prissignalene er også de som vurderes å være administrativt vanskeligst å implementere. Alle de rene effektmodellene gir potensielt store fordelingsvirkninger. Selv om en stor omfordeling kan være helt korrekt med tanke på underliggende kostnadsdrivere, innebærer en slik omlegging åpenbart omdømmemessig utfordrende. Ut fra tabellen over er det dermed ingen modeller som peker seg ut som åpenbart best egnet, så lenge vi skal ta hensyn til alle de tre hovedkriteriene effektivitet, fordeling og administrative konsekvenser. Dette drøftes videre i avsnitt

14 4.3 Vurderinger av egenskaper ved ulike modeller Dersom bransjen skal argumentere for en vesentlig omlegging av dagens tariffer til mer effektbaserte tariffer må dette forankres i hva man ønsker å oppnå. Det er i og for seg ingen grunn til at alle selskaper må velge den samme tariffmodellen snarere tvert om: Siden nytteverdien for nettet av lastflytting vil være sterkt variabel, bør det også være fleksibilitet i reguleringen som tilsier at nettselskapene selv kan vurdere hva slags tariffmodell som er best egnet for dem. Denne fleksibiliteten er generelt ivaretatt i dagens regulering, selv om noen av tariffmodellene over vil kreve endringer i reguleringen hva gjelder adgangen til å differensiere mellom kunder. Etter vår oppfatning finnes det to robuste innfallsvinkler for omlegging til effekttariffer, som gjerne kan kombineres. Effektbaserte tariffer gir: Riktigere prissignaler for utnyttelse av nettet. Prissignalet kan både påvirke kundens effektuttak i driftstimen, og påvirke kundens valg av effektkrevende installasjoner i bygg og ellers Riktigere fordeling av samlet faktisk tariffkostnad mellom kunder I dag er effektbaserte tariffer allerede dominerende tariffgrunnlag for om lag 45% av samlet inntektsramme i distribusjonsnettet. Det energimålte forbruket er knyttet til husholdninger, jordbruk og mindre næring. Fordeling mellom ulike hovedtyper av tariffer pr kundegruppe er vist i Figur % Gate/veilys 1 % Andre nett 1 % 100 % 80 % 60 % 40 % 20 % 0 % 34 % 1 % 65 % 64 % 1 % 35 % 30 % 1 % 70 % 16 % 7 % 2 % 13 % 18 % 61 % 76 % 58 % 69 % 26 % 32 % 22 % 1 % 83 % 16 % Fastledd Effektledd Energiledd Næring kw 14 % Næring >1000 kw 11 % Mindre næring effektmålt 13 % Mindre næring energimålt 9 % Husholdninger og jordbruk 48 % Fritidsboliger 3 % Figur 4-1 Fordeling mellom ulike tariffledd (venstre) og fordeling av energiuttak pr kundegruppe (høyre). Tall for 2012 Nærmere halvparten av dagens inntektsramme i distribusjonsnettet er altså allerede fastsatt basert på effekt. For disse kundene er det neppe store fordelingsvirkninger av eventuelt å endre på utformingen av effekttariffen, mens prissignalet som sendes kan endres ved å bruke andre modeller. For husholdninger, jordbruk og fritidsboliger kan virkningen av en omlegging være stor både med tanke på prissignal og fordeling. Hvor stor virkning avhenger av 13

15 forskjeller i brukstid mellom kundene. Som prissignal vil overgang til effektprising spesielt ramme kunder med kortvarige effekttopper, slik som topplast på oppvarming i spesielt kalde perioder, elbillading, periodisk oppvarming av fritidsboliger el.l. Vi har ikke kjennskap til studier som beskriver spredningen i brukstid mellom ulike typer sluttbrukere, men eksempelet som er beskrevet i Tabell 4-1 illustrerer poenget. Dersom man skal fremme argumentet om prissignaler, innebærer dette at nettselskapene må kunne godtgjøre at samlet nettkostnad faktisk blir lavere over tid med slike prissignaler enn uten. Dette innebærer at nettselskapene både må forvente at kundene reagerer på prissignalet, og at det gir seg konkret utslag i form av lavere (eller utsatte) investeringer. Et prissignal som ikke samlet sett gir ønsket lastreduksjon og dermed ingen besparelser, vil kunne fremstå som lite legitimt. Spørsmålet om kunderespons står her sentralt vil kundene flytte last som følge av et prissignal? De to pilotene som nå pågår i Norge under DeVid-prosjektet på henholdsvis Steinkjer og Hvaler vil sannsynligvis gi nyttig kunnskap på dette området. Begge stedene testes det ut respons på tariff med abonnert effekt. Det foreligger foreløpig ikke konkrete resultater fra pilotene. Skagerak Energi Nett gjennomførte i 2012 en spørreundersøkelse blant sine kunder hvor det blant annet ble stil spørsmål om hvilken besparelse de måtte ha for å gjøre endringer i sitt bruksmønster for strøm. Svarene indikerer at en vanlig husholdningskunde vil reagere dersom årlig gevinst er mer enn 1000 kroner. Gjennomsnittlig tariffkostnad for husholdningskunder er ca 4400 kr/år. Det betyr at en modell som enten øker regningen med i snitt 15% (uten tilpasning) eller reduserer den med 15% (tilpasning) vil kunne være tilstrekkelig for å få et sterkt nok prissignal. Alle de ulike alternativene for effekttariff kan gi sterke prissignaler. Styrken i prisignalet må vurderes opp mot faktisk marginalkostnad i nettet dvs annualisert marginalt investeringsbehov som funksjon av økt kapasitetsbehov. Hvis marginalkostnaden for økt nettkapasitet er lav innebærer det at verdien av prissignaler er begrenset. Av de tre mest enklest implementerbare modellene - tidsbestemt tariff, abonnert effekt og progressiv tariff kan man argumentere med tidsbestemt tariff i størst grad kan reflektere faktisk belastning i det relevante nettet. Denne modellen er også enkel å administrere, og tidspunktene kan styres til de periodene hvor lasten normalt er høyest. Ulempen med en tidsbestemt modell er at den ikke fanger usystematisk variasjon, slik som spesielt kalde dager med høyt oppvarmingsbehov. En modell med enten abonnert effekt eller progressiv tariff vil ha bedre egenskaper i så måte da vil høye tariffer slå inn på dager der mange kunder samtidig øker effekt til oppvarming. Tariffer med stigende grensekostnad etter målt effekt i bygget har gode egenskaper i forhold til å synliggjøre kostnaden ved å kjøpe effektkrevende utstyr i stedet for ordinær standard. 14

16 Induksjonsovner er et klart eksempel: Effektbehovet blir grovt regnet doblet ved å kjøpe en induksjonsovn i stedet for en keramisk ovn, anslagsvis 4-5 kw. Dersom marginal effekt (eller forbruk over abonnert effekt) prises forholdsvis høyt si kr/kw/år, innebærer mereffekten ved bruk av induksjonsovn i stedet for keramisk ovn ca kr merkostnad pr år. Dette er åpenbart et signifikant prissignal. En dynamisk modell der tariffen settes høyt i perioder hvor nettet faktisk har kapasitetsproblemer vil klart være mest målrettet i den forstand at kunden ser prissignalet når nettet har nytte av redusert last. Hovedargumentene mot en slik modell er først og fremst kompleksiteten både med tanke på implementering og at kundene må håndtere en dynamisk tilpasning de må kort sagt følge med på nettariffen fra dag til dag. Nå er dette i og for seg ikke forskjellig fra å følge med på kraftprisen fra dag til dag, slik at dersom man tror at kunder vil tilpasse forbruket en svingende kraftpris, burde det være like enkelt å tilpasse seg en svingende nettariff. Et annet fundamentalt spørsmål er hvilken fleksibilitet kundene faktisk har, og som samtidig kan gi opphav til lavere kostnader i nettet. Tradisjonelt har tidsstyring av varmtvann og andre trege laster vært trukket frem. Imidlertid er det ikke sikkert at utsatt oppvarming av varmtvann vil redusere makslasten i nettet: Forskyvning noen timer utover dagen kan gjøre at vannvarming i husholdningene slår inn samtidig med høylast i næringsbygg, og dermed bidrar til høyere belasting i nettet samlet sett. Dette peker på det problematiske ved å la prissignalet avhenge av lasten hos den enkelte kunde, og ikke i systemet. Et annet ankepunkt mot å knytte høye marginaltariffer til høy last i enkeltbygg er forholdet til samtidighet og brukstid. Ta induksjonsovner og gjennomstrømningsvarmere: De har høy momentan effekt, men har tilsvarende lavere brukstid energien som trengs for å skaffe varmtvann til fem minutters dusj, eller koke ett kilo poteter er jo den samme uansett effekt. Det betyr at samtidighetsfaktoren for alle kunder som anskaffer denne type utstyr har stor betydning for om lasten i systemet øker i det hele tatt. Dersom alle kunder dusjer samtidig, kan lastøkningen være betydelig, og det har verdi å flytte tidspunktet. Full samtidighet er neppe sannsynlig, men denne type utstyr kan medføre økt last også for et større nettområde dersom samtidigheten er høy. Imidlertid er flytting av denne type last en tilpasning som antagelig har en høy alternativkostnad for kunden (på samme måte som tidspunkt for matlaging) slik at sannsynligheten for at prissignal faktisk påvirker adferden blir lav. Veien fra at kunden flytter last til at nettet faktisk får lavere kostnader er ikke rett frem. En lastflytting har ingen verdi dersom det er nok kapasitet i nettet, likeledes har investering i utstyr med lavt effektbehov ingen betydning for nettet dersom det ikke er behov for kapasitetsøkninger. Dette innebærer etter vår mening at innføring av effekttariffer begrunnet i at prissignaler skal redusere fremtidige nettkostnader må besluttes av det enkelte nettselskap, basert på de lokale forholdene. Et generelt krav om innføring av effekttariffer 15

17 kan vanskelig baseres på økt nettnytte, derimot kan det begrunnes med fordelingsmessige hensyn som drøftet under. Elbiler er et spesielt case. For det første er lading av elbiler nytt strømforbruk og ikke bare nytt utstyr som dekker et eksisterende behov. For det andre har ladestasjoner for elbiler også for hjemmelading et effektbehov som er sammenlignbart med effektbehovet for en vanlig enebolig. Analyser som Kanak AS / Xrgia AS har gjort for Statnett i forbindelse med masterplan for Oslo-regionen, viser at om lag 1/3 av nytt effektbehov i regionen de enste 20 årene kan komme fra lading av elbiler. Dette viser at lading av elbiler kan bli en meget vesentlig driver for økt effektbehov i nettet. Samtidig er elbiler en type last som er enkelt å flytte på. For de fleste elbilbrukere har det liten betydning hvorvidt bilen settes til lading kl 17 eller kl 24 for å være oppladet til neste morgen. For en normal lastkurve har det imidlertid stor betydning, se Figur 4-2. Ukontrollert lading kan gi betydelig økt effektbehov Kontrollert lading gir lavere eller intet økt effektbehov Figur 4-2 Betydning av ladetidspunkt for elbiler. Døgnkurve for Oslo og Akershus, Kilde Statnett På systemnivå dvs for hele det relevante nettet kan flytting av ladetidspunktet for elbiler innebære at et betydelig forsterkningsbehov unngås. Kombinasjonen av høyt effektuttak og fleksibel last over døgnet burde gjøre at elbiler er spesielt godt egnet til å flytte last og oppnå reelle gevinster i nettet ved redusert forsterkningsbehov. Dette er dermed en kandidat for eventuelle formålsfordelte effekttariffer, dvs at en høy effekttariff kun gjelder enkelte formål slik som lading av elbiler. 16

18 Det er et relevant spørsmål formålsbaserte effekttariffer er en god idé eller ikke. Den marginale kapasitetskostnaden i nettet er ikke påvirket av hva slags formål som gir økt effektbehov, bare effektbehovet i seg selv. Ved å innskrenke virkeområdet for effekttariffen reduserer man i prinsippet virkningen av den dvs lastflyttingen blir mindre. Dermed bør en eventuell formålsbasert tariff også være begrunnet i fordelingsmessige hensyn: Ved å innsnevre virkeområdet unngår nettselskapet å legge en høy tariff på forbruk som uansett er lite fleksibelt, og dermed å gi en del kunder vesentlig høyere nettleie. Spørsmålet om fordeling blir mer og mer aktuelt etter som nye bygg med svært lavt oppvarmingsbehov (eller andre oppvarmingskilder) samtidig installerer svært effektkrevende utstyr som induksjonsovner, gjennomstrømningsvarmere eller ladepunkter for elbiler. For kunder som i dag har energimålt tariff kan fordelingsvirkningen være betydelig, som illustrert i eksempelet under. Vi ser på to bolighus på 200 m 2, ett bygget etter TEK-97 og ett bygget som passivhus og med energibehov deretter. Begge har elbil og samme effektinstallasjon i bygget. Dagens energiledd er 20 øre/kwh. Tabell 4-1 Illustrasjon: Tariffkostnad for to bolighus med ulik energistandard Variabel Enhet Passivhus TEK-07 bygg Sum tariffkostnad Areal m Oppvarmingsbehov kwh Annet energibehov kwh Energibehov elbil kwh Sum energibehov kwh Installert effekt kw Enhetspris tariff 20 øre/kwh Kostnad energitariff kr/år kr/kw Kostnad effekttariff kr/år Endring % 54 % -26 % Brukstid timer Vi skalerer tariffene slik at samlet inntekt for nettselskapet er den samme med begge tariffmodeller. Begge bygg klarer å tilpasse forbruket innenfor 20 kw. Forskjellen i tariffkostnad med samme energitariff er over 4000 kr/år. Det innebærer at en omlegging til effekttariffer gir passivhuset en tarifføkning på over 50%, mens tariffkostnaden i TEK-97 bygget reduseres med ca 25% - for begge en kostnadsendring på ca 1400 kr/år. Dette er en omfordeling som er sterk nok til å skape adskillig støy. Den vil også ramme lønnsomheten for energieffektivisering og for lokal el-produksjon som PV-anlegg. Likevel er det et spørsmål om nettselskapene uansett er best tjent med en omlegging som på sikt både reflekterer underliggende kostnader bedre og som i forhold til nettnytte gir bedre prissignaler enn energibaserte tariffer. 17

19 5 Oppsummering og konklusjoner 5.1 Oppsummering og sammenligning av modeller Etter vår oppfatning er det ingen av effektmodellene som er beskrevet over som entydig peker seg ut med klart bedre egenskaper enn de øvrige. I en virkelig verden må nødvendigvis hensyn til effektivitet, fordeling og administrative konsekvenser avveies i tillegg til at målkonflikter mot helt andre politikkområder slik som energieffektivitet, sosialpolitikk, næringsutvikling mv vil påvirke beslutningsprosessen iallfall hos myndighetene. Under oppsummerer vi vår vurdering av egenskaper i hovedmodellene: Tabell 5-1 Oppsummering av egenskaper ved ulike effekttariffer Egenskaper Prissignal - lastflytting Prissignal kjøp av effektkrevende utstyr Fordelingsvirkning Adminstrative konsekvenser Tidsbestemt effektariff God mht systematiske svingninger i effektbehov på systemnivå. Fanger ikke opp kalde dager og andre usystematiske forhold Måtelig god, kun i den grad bruk av utstyret sammenfaller med høylastperioder i systemet Abonnert effekt, progressiv tariff Måtelig god mht systematiske svingninger, men fanger opp kalde dager og andre usystematiske forhold God egenskap i den grad bruk av utstyret sammenfaller med høylast i bygget Dynamisk nettariff God både for systematiske svingninger og kalde dager og andre usystematiske forhold Måtelig god, kun i den grad bruk av utstyret sammenfaller med dynamiske høylastperioder i systemet Sammenlignbart for alle effektbaserte modeller. God dersom effekt er relevant kostnadsdriver Forholdsvis enkel med AMS Noe mer komplisert (særlig abonnert effekt) Kompleks, både for kunden og for nettselskapet Formålsfordelte effekttariffer som rammer f.eks. kun elbiler er komplekse å innføre, og vil kreve tilleggsutstyr utover kravene til AMS for å kunne implementeres. Selve avregningsgrunnlaget for en ren elbiltariff kan være både tidsbestemt, progressiv, abonnert effekt eller dynamisk. Hovedpoenget med en slik tariff må være å adressere en av de antagelig mest fleksible effektbehovene av en viss størrelse. 5.2 Konklusjoner Et videre arbeid med å utrede effektbaserte modeller er lett å motivere både ut fra behov for prissignaler og for en mer rettferdig fordeling av tariffkostnad mellom kunder. Målgruppen er i hovedsak husholdninger, jordbruk, fritidsboliger og mindre næring som er uttakskunder 18

20 i lavspentnettet. For større kunder og høyere nettnivåer er effekttariffer allerede implementert i stor utstrekning. Imidlertid kan det være relevant å se på videre utvikling av utformingen av effekttariffer for større kunder i distribusjonsnettet og for høyere nettnivåer. Hovedkonklusjonen hva gjelder egenskaper for ulike effektbaserte tariffmodeller er at ingen av de beskrevne modellene samtidig gir gode prissignaler og er forholdsvis enkel å implementere med AMS på plass. Dersom man godtar at effekt er en viktig kostnadsdriver for faktiske kostnader i nettet, har effektbaserte modeller generelt gode fordelingsegenskaper. Noen sentrale spørsmål i det videre arbeidet med effektbaserte tariffer er: 1. Hva skal eventuelt være den drivende begrunnelsen? Både fordeling og prissignaler er gode begrunnelser. Fra et bransje- og myndighetsperspektiv burde det ikke være behov for å tvinge nettselskapene til å følge samme modell, snarere etablere regulatoriske rammer som tillater både energiog effektbaserte tariffsystemer og la selskapene selv velge tariffmodell. Imidlertid kan det være gode grunner til å beskrive et fåtall hovedmodeller som selskapene kan velge å benytte se punkt Bør NVE bestemme hvordan tariffen skal se ut? Innføring av effekttariffer med signifikante omfordelingsvirkninger vil være kontroversielt, og mange nettselskaper kan finne det vanskelig å ta belastningen med å «gå først» dersom overgang fra energibaserte tariffer er frivillig. Dersom NVE vurderer at summen av effektivitets- og fordelingsgevinster er stor nok til uansett å foretrekke effektbaserte tariffer over energibaserte, kan det sikre en samlet overgang for alle nettselskapene 3. Hvor stor valgfrihet kan nettselskapene ha med hensyn til valg av fremtidig tariffstruktur? Etablering av en felles norsk og nordisk hub må forventes å ligge bare få år frem i tid, samtidig som faktureringsansvaret overfor kunden blir ivaretatt av kraftselger og ikke nettselskapet. En naturlig konsekvens er at tariffstrukturene må standardiseres i langt større grad enn i dag. Det betyr ikke at alle selskaper må ha effekttariffer, eller at tariffene skal være like, men at omfanget av ulike strukturer (både effekt- og energibasert) som hub en skal kunne håndtere må begrenses. Samtidig er det uhyre viktig at design av hub en også omfatter håndtering av nye modeller for nettariffer, og ikke bare tilpasses dagens nettariffer eller enkle energibaserte modeller 4. Hvilke krav til AMS-utstyr bør stilles for å tilrettelegge for effekttariffer? Dersom effektprisen skal fungere som prissignal, er vi ganske sikre på at det både må kommuniseres godt til kundene i sanntid, og gjerne følges opp med konkrete råd om tiltak kunden kan gjennomføre. Kommunikasjon av prissignalet til kunden bør derfor være en del av AMS-pakken. Videre bør tilrettelegging for installasjon av styringsystemer som kan reagere på høye nettariffer være ivaretatt. 19

21 5. Hvordan kan nye tariffer fases inn? Effekttariffer hos dagens lavspentkunder krever innføring av AMS, mens større kunder (over kwh/år) allerede har krav om timesmåling. Det bør regulatorisk legges til rette for at effektbaserte tariffer kan innføres gradvis hos kunder som har timesmåling etter hvert som nye målere installeres. 20