Harmoniseringsbehov ved etablering av et norsk-svensk marked for grønne sertifikater

Transkript

1 Harmoniseringsbehov ved etablering av et norsk-svensk marked Hovedutfordringer for å realisere et balansert felles sertifikatmarked Utarbeidet for Energi Norge Januar 2010

2 Xrgia AS (2010) Rådmann Halmrasts vei 16, 1337 Sandvika Postboks 329, 1301 Sandvika Forfattere: Kjetil Ingeberg Ole Lislebø / post@xrgia.no 2

3 Innholdsfortegnelse 1 SAMMENDRAG OG KONKLUSJONER INNLEDNING BAKGRUNN PROBLEMFORMULERING METODISK TILNÆRMING NASJONALE REGELVERK NETTILKNYTNING Norge Sverige TARIFFERING Norge Sverige PRISOMRÅDER PRINSIPIELL ANALYSE REGULATORISKE FORHOLD PÅVIRKER KOSTNADSSIDEN AV PROSJEKTER Anleggsbidrag Nettariffering REGULATORISKE FORHOLD PÅVIRKER INNTEKTSSIDEN AV PROSJEKTER Prisområder KVANTITATIV ANALYSE SPESIFIKASJON AV STANDARD VINDKRAFTCASE ULIKHETER I LØNNSOMHET MELLOM REGIONER EFFEKTER AV ULIKHETER I ANLEGGSBIDRAGSPRAKSIS EFFEKTER AV ULIK TARIFFERINGSPRAKSIS I SENTRALNETTET Tapsavregninger i sentralnettet Innmatingstariffer og avregningspriser i Sentralnettet Totaleffekten av ulike tarifferingspraksis i sentralnettet EFFEKTER AV ULIK TARIFFERINGSPRAKSIS I REGIONALNETTET REFERANSER

4 1 Sammendrag og konklusjoner Et felles norsk-svensk sertifikatmarked, som er planlagt med virkning fra , innebærer at aktører på begge sider av grensen vil stå overfor samme støttenivå pr kwh. Forskjeller i nasjonale regelverk for beregning av tariffer og anleggsbidrag, vil virke vridende på investeringer og undergrave selve hovedtanken med et felles sertifikatmarked å realisere de fundamentalt beste prosjektene først. Dette notatet er utarbeidet på oppdrag fra EnergiNorge, og legges frem samtidig med at NVE legger frem sine vurderinger for OED. Formålet er å peke på og rangere de viktigste områdene for harmonisering i regelverket for nett på begge sider av grensen. Xrgia har gjennomført to analyser. Først, en prinsipiell analyse med et samfunnsøkonomisk perspektiv for å definere hvilke skjevheter som skyldes henholdsvis fundamentale forhold og regulatorisk betingede skjevheter. Med en målsetting om at sertifikatene skal bidra til best mulig samfunnsmessig tilpasning, bør fundamentale forskjeller beholdes for å gi incentiver til effektiv tilpasning i kraftmarkedet. Regulatoriske skjevheter derimot, vil virke vridende på investeringer mellom Norge og Sverige, og bør harmoniseres. I den andre analysen ser vi på sensitivitet i lønnsomheten for et vindkraftprsojekt under de to eksisterende nettregimene i hhv Norge og Sverige. Den kvantitative analysen gir dermed grunnlag for å etablere en tiltaksliste for harmonisering. De viktigste områdene for harmonisering, i prioritert rekkefølge, ser ut til å være: 1. Tapsavregninger a. Korreksjonsfaktor i Sverige (Reduserer tapskostnadene til svenske aktører med 20 %) b. Administrative grenser for avregning (+/- 10 % i Sverige, +/-15 % i Norge) c. Avregningspris (Systempris i Norge, årlig fastpris i Sverige) 2. Anleggsbidrag a. Regler for masket nett b. Praksis for utøvelse 3. Praksis for tariffering i regionalnett Tabell 1 kategoriser de viktigste avvikene i de nasjonale regelverkene. I tillegg gir denne kvantifiserte anslag på effekter på henholdsvis netto nåverdi og årlig kontantstrøm. Til slutt vises nåverdieffekten i prosent av NNV (for det norske prosjektet), dette for å gi en bedre pekepinn på den relative størrelsen. 4

5 Tabell 1 Avvikende praksiser knyttet til nettkostnader for en norsk og svensk produsent etter kategori. Anslag på effekter på Netto nåverdi (NNV), årlig kontantstrøm og sammenlikning mot NNV av det norske prosjektet. Anslag ved 5 % marginaltap i alle områder Kategori Norge vs. Sør-Sverige - Effekt på NNV - (årlig kontantstrømeffekt) - [% av norsk NNV] Norge vs. Nord-Sverige - Effekt på NNV - (årlig kontantstrømeffekt) - [% av norsk NNV] Tapsavregninger (Korreksjonsfaktor og variabelt ledd) Regulatorisk M 1,75 ( 150`) [95%] Avregningspris Regulatorisk M 0,4 ( 30`) [20%] Innmatingsavgift Anleggsbidrag masket nett Regulatorisk og Fundamental Regulatorisk M 2,0 ( 170`) [110%] Ikke kvantifisert, men viktig M 1,75 ( 150`) [95%] M 0,4 ( -10`) [20%] M - 0,8 ( -40`) [-40%] Ikke kvantifisert, men viktig Prisområder Fundamental Ja, på kort sikt Ja, på kort sikt Tabell 2 gir et oversiktsbilde av de nasjonale regelverkene i regional og sentralnettet. 5

6 Regionalnettet Sentralnett Harmoniseringsbehov ved etablering av et norsk-svensk marked Tabell 2 Oversiktstabell over nasjonale regelverk. Norge Sverige Tilknytningsplikt Ja Ja Anleggsbidrag i radielt nett Anleggsbidrag i masket nett Tariff, fastledd [kr/år] Tariff, variabelt ledd [kr] Ja, kunden betaler for den andelen kunden benytter. Nei. Forslag fra Statnett om å kunne kreve det. 0,8 øre/kwh x antatt midlere årsproduksjon [kwh/år] Systempris [kr/kwh] x marginaltapssats [%] x energi innlevert [kwh] Adm. tak: +/- 15 % Tilknytningsplikt Ja Ja Anleggsbidrag i radielt nett Anleggsbidrag i masket nett Tariff, fastledd [kr/år] Tariff, variabelt ledd [kr] Ja, kunden betaler for den andelen kunden benytter. Kun ekstraordinære tilfeller. Forslag om endring (NVE), dersom en eller flere tilknytninger entydig utløser investeringen kan disse kreves for anleggsbidrag. 0,8 øre/kwh x antatt midlere årsproduksjon [kwh/år] Produsenter med installert effekt > 1 MW har antatt midlere årsproduksjon satt til 30 % av installert effekt og brukstid på 500 timer i året. Systempris [kr/kwh] x marginaltapssats [%] x energi innlevert [kwh] Nettselskapet beregner marginaltap for hvert innmatningspunkt. Ja, kunden betaler for den andelen kunden benytter. Ja, kunden betaler for den andelen kunden benytter. Varierer lineært med breddegrad fra 6 kr/kw i sør til 31 kr/kw i nord. Kraftpris [kr/kwh] x marginaltapssats [%]x energi innlevert [kwh] x 0,8 Adm. tak: +/ 10 % Ja, kunden betaler for den andelen kunden benytter. Ja, avhengig av Avstand Geografisk beliggenhet Avtalt effekt Kunden betaler for den andelen kunden benytter. Settes av nettselskapet. Skal være rimelig. Etterprøves av Energimarknadsinspektionen. Settes av nettselskapet. Skal være rimelig. Etterprøves av Energimarknadsinspektionen. 6

7 2 Innledning 2.1 Bakgrunn Norske og svenske myndigheter er enige om at det skal etableres et felles norsk-svensk sertifikatmarked for fornybar el fra Det er startet en svensk/norsk utredning om grønne sertifikater. Dette har aktualisert en diskusjon om behovet for å harmonisere norske/svenske regler for beregning av tariffer og anleggsbidrag. NVE vil levere sine anbefalinger til OED på forhold knyttet til anleggsbidrag. Beslutningen om å etablere et felles norsk-svensk sertifikatmarked innebærer at aktører på begge sider av grensen vil stå overfor samme støttenivå pr kwh. Samtidig står de i dag ovenfor ulike regulatorisk styrte kostnader knyttet til nettariffer og prisområder. Dette er antatt å gi vridende effekter med tanke på hvor ny fornybar energiproduksjon blir lokalisert. I forkant av dette tidspunktet ønsker Energi Norge å opparbeide seg tilstrekkelig kunnskap og analyser om temaene NVE utreder. Dette for å kunne forstå konsekvensen av de mulige tiltakene, og for å kunne være en pådriver for å påvirke myndighetene til å igangsette de rette utredninger. Energi Norge har bedt Xrgia å utarbeide et notat som ser nærmere på denne problemstillingen. 2.2 Problemformulering Hovedformålet i dette notatet er å identifisere områder hvor kravet til et velfungerende, felles sertifikatmarked fordrer en harmonisering av regelverk og praksis. Dette krever en grundig gjennomgang av regelverkene i Norge og Sverige når det gjelder praksis for tariffering og anleggsbidrag. Videre må det gjøres simuleringer på nettap per nettnivå for å anslå hvordan dette vil slå ut i faktiske prosjekter i ulike geografiske områder i Norge og Sverige. Det vil være to former for skjevheter i dette felles markedet: Fundamentale forhold, slik som bedre vindforhold i Nord-Norge enn i Sør-Norge, eller lavere marginaltap i et underskuddsområde kontra et overskuddsområde for elektrisitet. Dette er ikke noe som bør korrigeres for ved utforming av et støtteregime. Det er derimot svært viktig at slike skjevheter opprettholdes for å gi aktørene på markedet de rette prissignaler slik at de tilpasser seg på en samfunnsøkonomisk fornuftig måte. Regulatorisk betingede skjevheter, eller valgte skjevheter er for eksempel ulikheter i praksis for anleggsbidrag, administrativt satte nettariffer med videre. Kanskje er dagens praksis berettiget og samfunnsøkonomisk rasjonell i et nasjonalt perspektiv ( lukket system ). Løfter man blikket og ser Norge og Sverige under ett, vil slike skjevheter gi feil prissignaler til aktørene på markedet. En slik praksis vil virke vridende på nye investeringer og vil ha uheldige effekter på den samfunnsøkonomiske effektiviteten. Denne analysen fokuserer på de regulatorisk betingede skjevhetene og hvilke effekter dette har for lokalisering av ny fornybar energi i Norge og Sverige. Analysene fokuserer på hvilke vridningsmessige 7

8 effekter manglende harmonisering av regelverk for nettariffering, anleggsbidrag og prisområder vil ha. Hva som er rett og galt av norsk og svensk praksis anses som et politisk spørsmål, og vil ikke bli adressert her. Formålet med denne analysen er derimot å kvantifisere effektene av disse ulike politiske valgene, noe som bør kunne gi politikerne et bedre kunnskapsgrunnlag for å gjøre beslutninger. Det vil være en rekke andre faktorer som også vil medvirke til forskjeller i prosjekters lønnsomhet over landegrensene, slik som skatteregime, konsesjonsprosesser, valutakurser, utformingen av inntektsrammereguleringen av nettselskaper osv. Selv om dette er faktorer som i seg selv kan ha stor betydning for en utbygger er dette utenfor dette prosjektets mandat. Faktorer som at norske vindparker historisk sett har hatt en lavere oppetid og høyere investeringskostnader enn svenske vindparker er ikke inkludert i beregningene siden vi er interessert i å analysere regulatorisk betingede forskjeller. Kapittel tre gir en kort oversikt over den metodiske tilnærmingen, mens kapittel fire tar for seg de nasjonale regelverkene. Kapittel fem er selve den prinsipielle analysen, og de kvantitative analysene presenteres i kapittel seks. 3 Metodisk tilnærming Metodisk sett legges det her opp til en tredelt angrepsmåte. Først gjøres en kartlegging av nasjonale regelverk for nettilknytning og tariffering. En prinsipiell analyse vil bli gjort med et samfunnsøkonomisk perspektiv, og legger grunnlaget for vurderingen om de enkelte forskjellene i regelverkene er fundamentalt begrunnet eller regulatoriske skjevheter. Selv om formålet ikke er å gjøre noen konklusjon om hva som er rett og galt av norsk og svensk regelverk, kan man ut fra denne analysen også gjøre vurderinger av hva som er den samfunnsøkonomiske beste tilpasningen. Denne analysen understøttes med kvantitative analyser for å vise den størrelsesmessige betydningen av ulike skjevheter. Med utgangspunkt i et typisk vindkraftprosjekt, vurderes forskjellene i lønnsomhet vindkraftprosjektet får når det gis ulike geografiske plasseringer. Fire områder vurderes, nord og sør i henholdsvis Sverige og Norge. Forskjellene i lønnsomhet som følge av ulik geografisk lokalisering kan deretter brytes ned og forklares med enten fundamentale skjevheter eller reguleringsberettigete skjevheter. Vurderingene med tanke på utvikling i områdepriser gjøres på et overordnet nivå, og det vil ikke bli gjort egne kraftmarkedsanalyser for å simulere dette. 4 Nasjonale regelverk Dette kapittelet gir en oversikt over det relevante regelverket i Norge og Sverige knyttet til nettariffering og bruk av anleggsbidrag. Det hadde selvsagt også vært interessant å gjøre en studie av hvordan regelverket faktisk praktiseres i Norge og Sverige, men dette ligger utenfor dette prosjektets mandat. 8

9 4.1 Nettilknytning Med nettilknytning menes regelverk for tilslutning av nye produsenter og bruk av anleggsbidrag. Det finnes ingen generelle data for anleggsbidrag siden dette er noe som blir vurdert i hvert enkelttilfelle. Vår tilnærming blir først å vurdere regelverkene prinsipielt og for så å vurdere kvantifiserte anslag senere i analysen Norge Regional- og fordelingsnettet Den som ønsker å bygge nytt produksjonsanlegg eller øke produksjonen i eksisterende anlegg er ansvarlig for å avklare kapasiteten i nettet med netteier før man søker konsesjon. Generelt krever energilovforskriften at netteier skal gi alle som ønsker det markedsadgang til ikke-diskriminerende og objektive tariffer og vilkår. Plikten gjelder dersom det er driftmessig forsvarlig å mate inn ny produksjon i eksisterende nett. Dersom dette ikke er tilfellet, er ikke netteier pliktig å forsterke nettet. Nettselskapene kan dermed nekte ny tilknytning hvis det er godt dokumentert at dette vil gi en driftsmessig uforsvarlig situasjon (NVE, 2008) (NVE, 2009). Nettselskapene kan etter dagens regelverk fastsette et anleggsbidrag for å dekke kostnader ved nye nettilknytninger eller ved forsterkning av nettet til eksisterende kunder i radielt nett. Maksimal størrelse på anleggsbidraget er anleggskostnad for anlegget minus tilknytningsgebyr, der anleggskostnad inkluderer timeverk for personell, maskiner og utstyr. Dersom nettselskapet bygger ut mer kapasitet enn kunden har behov for, skal kunden kun betale for den kapasiteten som trengs. I masket nett er det kun åpning for å kreve anleggsbidrag i ekstraordinære tilfeller, og det er ikke åpning for å kreve anleggsbidrag fra nye produsenter som vil levere kraft inn på nettet(nve, 2008). Et forslag til endring av dette regelverket er til behandling. Her foreslår NVE at man kan kreve anleggsbidrag i masket nett dersom en eller flere tilknytninger entydig utløser investeringen. Nettselskapene skal gjøre en vurdering dersom flere produsenter ønsker å tilknytte seg samme anlegg på samme tid. Dersom disse samlet krever en investering i nettet kan det kreves anleggsbidrag fra alle. En produsent som er klar til å levere inn i nettet uten at det kreves investeringer skal ikke betale anleggsbidrag. Man vil heller ikke kunne kreve anleggsbidrag for investeringer som skyldes normal forbruksutvikling. Forslaget hadde høringsfrist 1. juli 2009(NVE, 2009), og saken ligger på vent til behandlingen av NVEs utredning til OED om blant annet anleggsbidrag er avsluttet. Sentralnettet Også Statnett får tilknytningsplikt for ny produksjon fra 1. januar Statnett kan kreve anleggsbidrag dersom den nye innmatingen i linja fører til behov for oppgradering eller bygging av ny linje. I dag har Statnett denne muligheten kun i radielt nett, ikke i masket nett. Statnett har kommet med et forslag om å få kreve anleggsbidrag også i masket nett. Forbindelsen mellom produksjonssted og eksisterende nett er utbyggers ansvar, og utbygger er i utgangspunket selv ansvarlig for vurdering av løsninger og beregning av kostnader. Uavhengig av valgt alternativ må utbygger dekke alle kostnader forbundet med planlegging, utbygging og drifting av tilknytningslinjen. Kostnader ved planlegging og prosjektering tilfaller tiltakshaver uavhengig av om prosjektet blir realisert eller ikke (NVE, 2009). 9

10 4.1.2 Sverige Regional- og fordelingsnettet Nettselskapene i Sverige kan kreve anleggsbidrag (investeringsbidrag) fra kunder som ønsker å kobles til, dersom tilkoblingen utløser en investering i nettet. Anleggsbidraget skal være rimelig, og Energimarknadsinspektionen kan etterprøve om dette er tilfelle. Størrelsen på anleggsbidraget kan være avhengig av avstanden på linja som må oppgraderes/bygges og på geografisk beliggenhet, samt abonnert effekt. Kunden skal betale for den kapasiteten den trenger selv (Energimarknadsinspektionen, 2009). Nettselskapene i Sverige har plikt til å knytte til seg produsenter på rimelige vilkår. Anleggsbidraget skal tilsvare de faktiske kostnadene knyttet til tilkoblingen, og det skal være kundespesifikt. Dette gjelder både i radielt og masket nett, man betaler for sin andel av nytten av investeringen. Sentralnettet I Sverige skal nye produsenter kontakte det lokale nettselskapet for å få angitt et egnet tilknytningspunkt. Dersom flere produsenter innenfor et geografisk område planlegger å koble seg på sentralnettet, skal man forsøke å samordne dette. Kostnadene som Svenska Kraftnät pådrar seg for å koble til en ny produsent i sentralnettet, veltes over på det nettselskapet som har konsesjon for linja mellom produsenten og sentralnettet. Ved forsterkninger eller utbygginger i masket nett kan Svenska Kraftnät forlange anleggsbidrag for den andelen av nytteverdien som tilfaller produsenten. Dersom flere kunder drar nytte av samme investeringen i sentralnettet, deles anleggsbidraget mellom disse eller andel av nytteverdi. I radielt nett er det som regel bare den nye produsenten som har nytte av investeringen, og denne må dermed betale anleggsbidrag tilsvarende hele investeringen(svenska Kraftnät, 2009). 4.2 Tariffering Hovedfilosofien og tarifferingsmodellene er til en viss grad like i Norge og Sverige. Det finnes derimot ulike praksiser og administrative begrensninger som vil gi utslag. Under i gir vi en grundig gjennomgang av de nasjonale regelverk Norge Sentralnettet Sentralnettstariffen består i dag av et energiledd og et fastledd. Energileddet skal i hovedsak reflektere verdien av tapet ved endret innmating og uttak av kraft, mens de residuale leddene skal sikre tilstrekkelige inntekter til netteier. Tariffmodellen i sentralnettet er å anse som en fordelingsnøkkel som fordeler kostnadene per kundegruppe. Målet med utformingen av fastleddet er å bidra til kostnadsdekning for Statnett på en måte som minimerer det samfunnsøkonomiske tapet ved innkreving av tariff. Det faste leddet skal være lokaliseringsnøytralt og er følgelig satt like for alle aktører uansett geografisk lokalisering. I 2010 vil fastleddet beregnes på følgende måte: Fastledd [kr/år] = 0,8 øre/kwh antatt midlere årsproduksjon [kwh/år] 10

11 der antatt midlere årsproduksjon for 2010 er gjennomsnittlig midlere årsproduksjon i perioden For nye produksjonsanlegg anvendes forventet årsproduksjon i henhold til konsesjonssøknad som avregningsgrunnlag for oppstartsåret og påfølgende kalenderår. Fra og med 3. kalenderår legges historiske data til grunn for avregningen. I områder hvor det nettmessig er gunstig med ny produksjon kan produsentene få redusert innmatingstariff. Områdeinndeling for 2010 vil bli offentliggjort i løpet av desember Tariffen i 2010 er 0,10 øre/kwh og vil gjelde i 15 år for avtaler som inngås i 2010.(Statnett, 2009). Energileddet for innmating i nettet beregnes etter følgende formel: Energiledd [kr] = systempris [kr/mwh] marginaltapssats [%] energi innlevert [MWh] Marginaltapssatsen beregnes ukentlig og har hatt et tak på +/- 10 % til og med Fra 2010 økes taket til +/- 15 %. Det beregnes forskjellige marginaltapssats for dag og natt/helg for sommer og vinter for hvert innmatningspunkt til sentralnettet. Energileddet er avhengig av forbruket, og skal gi kortsiktige signaler til kundene om effektiv bruk av nettet. I tillegg gir marginaltapssatsene lokaliseringssignaler som kan begrense behovet for investeringer i nettet. Marginaltapssatsene beregnes ukentlig, og differensieres minst for vinter dag, vinter natt/helg og sommer(statnett, 2009). Som vi ser av Tabell 3 under er det for de to nordligste selskapene en betydelig andel av dagsatsene som er administrativt satt, det vil si at de faktiske tapssatsene var større enn den administrative grensen (10 % i 2009). Ut fra dette er det rimelig å tro at vi vil se mange tilfeller hvor fremtidig marginaltapssatser vil være 15 % i Nord-Norge. Tabell 3 Marginaltapssatser (%) ved utvalgte trafostasjoner i Sentralnettet 2009 per (Statnett, 2009). Marginaltap innlevering 2009 Dagsatser Kvelds/nattsats Selskap Trafo Gjennomsnitt Median Ant. Adm. Satt % Adm. Satt Gjennomsnitt Ant. Adm. Satt Agder Energi Nett AS Arendal -3,13-2,9 0 0 % -0,31 0 Lyse Elnett AS Bærheim -3,58-3,4 0 0 % -0,57 0 NTE Nett AS Eidum 3,11 2,7 1 2 % -1,80 0 Troms Kraft Nett AS Balsfjord 8,40 9, % 2,06 0 Hammerfest Energi Nett AS Skaidi 8, % 4,04 0 Regional- og distribusjonsnettet Tarifferingen i regional- og distribusjonsnettet følger i hovedsak samme prinsipp som i sentralnettet, og er delt inn i et fastledd/effektledd og et energiledd. Fastleddet skal sørge for at nettselskapet får tilstrekkelig inntekt i henhold til NVEs regulering og er uavhengig av mengden energi som mates inn i nettet. Sentralnettets fastledd for innmatning er retningsgivende også for regional- og distribusjonsnettet, og beregnes slik: Fastledd [kr/år]= 0,8 øre/kwh antatt midlere årsproduksjon [kwh/år] Produsenter med installert effekt under 1 MW har antatt midlere årsproduksjon satt til 30 % av installert effekt og brukstid på 500 timer i året. Energileddet er avhengig av hvor mye energi produsenten mater inn i nettet. Det skal reflektere kostnadene ved endringen i tap i nettet når én ekstra kwh skal overføres (marginalt tap), og beregnes som: 11

12 Energiledd [kr] = kraftpris [kr/mwh] marginaltapssats [%] energi innlevert [MWh] Det er systemprisen på kraft som brukes her. Marginaltapet beregnes individuelt for hvert innmatningspunkt, og det er det enkelte nettselskapets oppgave å gjøre disse beregningene. Marginaltapet skal være forskjellig for vinter dag, vinter natt/helg og sommer. Tabell 4 viser beregninger av gjennomsnittlig tapssats for noen utvalgte nettselskaper. Tabell 4 Kalkulerte gjennomsnittlige tapssatser i regionalnett Everk Everknavn LE i R-nett Nettap i R-nett Snittap Hammerfest Energi Nett AS ,4 % 1,7 % 227 Troms Kraft Nett AS ,4 % 2,5 % 511 Lyse Elnett AS ,9 % 1,6 % 624 Agder Energi Nett AS ,0 % 0,0 % 699 Nord-Trøndelag Elektrisitetsverk Nett AS ,6 % 1,1 % En produsent kan være lokalisert på et gunstig sted i nettet slik at økt innmating gir lavere tap i nettet, dvs negativt marginaltap. I slike tilfeller får produsenten betalt for å mate kraft inn i nettet. Dette skjer i områder med produksjonsunderskudd (NVE, 2009). En produsent betaler kun innmatningsavgift til sitt lokale nettselskap, uavhengig av hvem kraften selges til. Tallgrunnlaget som vi kan hente fra publiserte data er nettet, dvs det er ikke rapportert separat for uttak og innmating. Vi har fått tilgang på data fra ett av selskapene i listen over, og ser at marginaltap for innmating kan gå så høyt som 27 % i enkelte uker, mens årssnittet for innmating i samme punkt er ca 8 %. Dette betyr at betydningen av å harmonisere marginaltapsberegninger og avregning også i regionalnettet mest sannsynlig er meget høyt Sverige Sentralnett Grunnprinsippene for tariffering er de samme i Sverige som i Norge, tariffen er ment å gi prissignaler om optimal tilpasning for produsenter og konsumenter. Den største forskjellen ligger i utformingen av fastleddet. Fastleddet i svensk sentralnettstariff er knyttet opp til den effekten produsenten abonnerer på å levere. Avgiften pr MW varierer ut fra hvor produksjonen er lokalisert geografisk. Figur 1 viser at effektleddet i 2009 var 31 kr/kw i nord og faller lineært med breddegrad til 6 kr/kw i Sør- Sverige(Svenska Kraftnät, 2009). Bakgrunnen for denne differensieringen er kraftoverskudd i Nord- Sverige og kraftunderskudd i Sør-Sverige. Fastleddet er altså ment å gi lokaliseringsincentiver, mens det i Norge skal være incentivnøytralt. 12

13 Figur 1 Effektleddet i den svenske sentralnettstariffen stiger lineært med breddegradene (Svenska Kraftnät, 2009). Energileddet baseres på faktisk energi matet inn i nettet, og skal reflektere de marginale kostnadene ved overføring. Avgiften baseres på marginaltapssatser for hvert enkelt tilknytningspunkt: Energiledd [kr] = kraftpris [kr/mwh] marginaltapssats [%] energi innlevert [MWh] 0,8 Marginaltapssatsene er differensiert for fire ulike tidsperioder, dag og natt/helg for henholdsvis sommer (april oktober) og vinter (november mars). Hver tidsperiode har en fastsatt kraftpris som gjelder for alle tilknytningspunkter. Denne prisen bygger på den prisen Svenska Kraftnät betaler for å kjøpe kraft til erstatning for tapet, noe som foregår via bilaterale kontrakter. Marginaltapssatsene er administrativt bestemt med en øvre/nedre grense på +/- 10 %. Satsen for innmating beregnes på hvert enkelt sentralnettspunkt, og varierer typisk fra -10 % i sør til + 10 % i nord (Figur 2). Negativ marginaltapssats betyr at produsenten får betalt for å levere kraft inn i sentralnettet. Til slutt blir energileddet justert med en korreksjonsfaktor, som i 2010 er 0,8. Både marginaltapssatsen og kraftprisen som brukes er faste og justeres årlig av Svenska Kraftnät (Svenska Kraftnät, 2009). Figur 2 Energileddet skal reflektere de marginale overføringstapene(svenska Kraftnät, 2009). Regional- og fordelingsnettet 13

14 Svenske nettselskaper bestemmer selv hvordan de vil utforme nettariffene og hvor høye tariffene skal være. Tariffene kontrolleres i etterkant (ex post) av Energimarknadsinspektionen, som forsikrer seg om at tariffene er i følge energiloven. Energiloven krever at tariffene skal være rimelige. Det betyr at de skal dekke alle kostnader knyttet til nettvirksomheten og sikre rimelig kapitalavkastning. Dersom et nettselskap har spesielt god leveringssikkerhet eller nylig har gjort store investeringer, kan dette reflekteres i høyere nettariffer. Derimot kan kostnader som skyldes dårlig ledelse eller ineffektiv drift ikke tas inn i tariffene. Tariffene skal være objektive og ikke-diskriminerende. Man kan dele inn kundene i kategorier etter hvor mye elektrisitet de bruker, og da skal alle kundene i samme gruppe ha lik tariff. Det er ikke anledning til å differensiere tariffen etter geografisk beliggenhet på kundene (Näringsdepartementet, 2001) (Energimarknadsinspektionen, 2009) Svenske nettselskaper har tilknytningsplikt. 4.3 Prisområder Statnett venter en signifikant påvirkning på den daglige driften av det nordiske systemet som følge av innføring av prisområder i Sverige (Statnett, 2009). Ikke først og fremst på grunn av store prisforskjeller mellom de nye områdene, men ved en økt kontroll av kraftflyten i systemet. Prisene i Sør-Sverige er ventet å øke noe samtidig som prisene i Nord-Sverige er ventet å synke noe. Begge disse effektene vil til en viss grad smitte over til henholdsvis Sør-Norge og Nord-Norge, men kun i en slik grad at det vil ha marginale eller ingen påvirkning på planlagte nettutbyggingsprosjekter i Norge. Det er ingen grunn til å forvente varige og store prisforskjeller. Hvis en slik situasjon ser ut til å oppstå vil det være samfunnsøkonomisk lønnsomt å forsterke nettet. De siste årene har diskusjonen om prisområder vært preget av frykten for høye priser i Midt-Norge. Dette er en situasjon vi nå bygger oss ut av. (Lont, 2009). Dette utsagnet fra Statnetts direktør underbygges av prishistorikken i Figur 3 under. Med unntak av en betydelig lavere pris i Sør-Norge i 2008 følger områdeprisene hverandre tett gjennom hele perioden. Prisen NO3 er ikke vist i figuren siden den er praktisk talt identisk med NO2. 14

15 Figur 3 Historiske områdepriser i Norge sammenliknet med Svensk pris (Nordpool, 2009). Cowi og Ea Energy Analyses har i 2007 simulert områdepriser for elektrisitet i Norden i I simuleringene er Sverige delt opp i tre prissoner, Nord, Midt og Sør, og resultatene er gjengitt i Tabell 5. I simuleringene er det antatt en økning Sveriges kraftproduksjon fra på 13 TWh, hvorav 1,5 TWh vindkraft. Dette er noe lavere, både for totalproduksjon og vindkraftproduksjon enn fremskrivningene til de svenske Energimyndighetene (Energimyndigheten, 2009). Tabell 5 Simulerte gjennomsnittlige områdepriser på elektrisitet i 2005 og 2015, /MWh. (Kilde: Hentet fra (Ea Energy Analyses og Cowi, 2007) Som vi ser gir simuleringene ingen prisdifferanse mellom Sør-Sverige og Midt-Sverige i noen av scenarioene. Mellom Nord-Sverige og Midt-Sverige avdekkes derimot prisdifferanser på 0,5 og 0,7 /MWh i henholdsvis normalår og våtår i Med en NOK/EUR-kurs på 8,5 tilsvarer dette mellom 1 Modellen som ble brukt var en Balmorel-modell, som er en teknisk/økonomisk likevektsmodell. For mer informasjon om Balmorel-modellen se: 15

16 0,4 og 0,6 øre/kwh, altså svært små forskjeller. Tatt i betraktning den begrensede økningen i produksjon relativt til energimyndighetenes fremskrivinger kan man argumentere for at disse prisdifferansene vil kunne bli noe større enn det som her er skissert. 5 Prinsipiell analyse Vi gir her en prinsipiell vurdering av hvordan skjevheter gir vridningseffekter i forhold til lokalisering av ny fornybar energi. Først belyses faktorer som påvirker kostnadssiden av prosjekter, deretter faktorer som påvirker inntektssiden. Formålet med denne prinsipielle analysen er å legge grunnlaget for den kvantitative analysen samt å gjøre det mulig å skille mellom fundamentale og valgte politiske årsaker til avvik mellom de nasjonale praksisene. 5.1 Regulatoriske forhold påvirker kostnadssiden av prosjekter Mange faktorer påvirker kostnadsbildet for en vindmøllepark, både når det gjelder produksjonskostnader og kostnader relatert til nettilknytning. Figur 4 viser prinsipielt hvordan kostnadene varierer mellom geografiske områder. Produksjonskostnaden varierer typisk med eksempelvis vindforhold og værforhold. Nettkostnaden påvirkes av kraftsituasjonen i området som gir ulike tapskostnader, og av regler for hvor mye produsenten må betale i anleggsbidrag. Denne variasjonen kan være både fundamentalt forankret, men påvirkes også av ulike politiske disponeringer. De fundamentale forskjellene bør fullt ut reflekteres i de reelle kostnadene produsenten står ovenfor og kan i seg selv endre rangeringen av prosjekter i forhold til produksjonskostnad. Hvis derimot det er ulike politiske disponeringer som fører til en endring i rangering av prosjektene er dette både urettferdig og det vil gi et samfunnsøkonomisk tap ved at et mindre lønnsomt prosjekt realiseres til fordel for det mest lønnsomme prosjektet i samfunnsøkonomiske termer. Figur 4 Både regulatoriske og fundamentale skjevheter påvirker i dag rangeringen av prosjekter i forhold til produksjonskostnad 16

17 5.1.1 Anleggsbidrag Ser man Norge som et lukket system vil ikke fordelingsnøkkelen mellom produsent og konsument være betydelig, selv om lønnsomheten i nye prosjekter påvirkes blir alle aktører behandlet likt. Introduserer vi handel med utlandet endres dette bildet. Ulikheter i anleggsbidragspraksis vil ikke påvirke de marginale produksjonskostnadene, men vil i høyeste grad påvirke lønnsomheten av prosjekter når man vurderer å investere. Med en ulik fordelingspraksis mellom landene, vil produsenter av ny fornybar energi stå ovenfor ulike investeringskostnader for å knytte seg til nettet. Følgelig, alt annet likt, vil all ny kraftproduksjon havne i det landet hvor produsenten må betale den minste andelen av anleggsbidraget. I tillegg til den direkte påvirkningen på lønnsomhet vil en økt investeringskostnad også bidra til å øke risikoen i prosjektet for utbyggeren. For å sikre mest mulig likebehandling av norske og svenske aktører er det svært viktig å tilstrebe en harmonisering av regelverk og praksis for anleggsbidrag så vel som tariffering Nettariffering Det er opp til nettselskapene selv å sette den korrekte tariffen for sitt geografiske område. Nettariffen skal gi signaler om verdien av ny produksjons- og overføringskapasitet og til lokalisering av nytt forbruk. Figur 5 viser hvordan en optimalt satt tariff gir incentiver til en samfunnsmessig effektiv utnyttelse og utvikling av nettet. Det virker rimelig å anta en fallende etterspørselskurve (etterspørselen etter overføring faller når prisen på overføring stiger) og en lineært stigende tilbuds/kostnadskurve (marginaltapet øker med kapasitetsutnyttelsen i overføringsnettet). Figur 5 Optimal nettariff uten kapasitetsbegrensninger (venstre) og med kapasitetsbegrensinger (høyre) i nettet. I en situasjon uten beskrankninger i overføringskapasiteten vil vi få en tilpasning der den marginale kostnaden ved overføring er lik den marginale betalingsvilligheten. Prisen på overføring vil bli p* og kvantum overført vil bli q*. Med en beskrankning på overføringskapasitet, vil vi få et overført kvantum K til prisen p*. P kap vil være prisen på flaskehalsen (høyre figur). I et overskuddsområde for strøm, vil denne medføre høyere kostnader for produsenten og gi incentiver til å redusere produksjonen. En konsument i samme området vil se en redusert pris som følge av det negative tapsleddet, og ha incentiver til å øke forbruket. I et underskuddsområde for strøm vil effektene være motsatte. 17

18 Norge og Sverige har avvikende praksiser for nettariffer, både i regional og sentralnettet. Det er fire hovedforskjeller mellom Norge og Sverige ved beregning av nettariffen i sentralnettet: A) Ulike priser brukt i beregningen av tapskostnad (systempris i Norge og fastpris i Sverige) B) Ulike administrative grenser for nettap i beregningene (+/- 10 % i Sverige og +/- 15 % i Norge) C) Korreksjonsfaktor i Sverige på 0,8 D) Ulik vekt på effekt vs energiledd og lokaliseringsinsentivene i effektleddet. Den svenske prisen som brukes for å beregne tapskostnaden skal reflektere Svenska Kraftnäts kostnad ved å kjøpe inn tapt energi, den er fast og bestemmes årlig i bilaterale kontrakter (Svenska Kraftnät, 2009). Denne vil naturlig nok avvike fra den til enhver tid gjeldende systemprisen og vil kunne gi betydelige utslag for produsenter i kortere perioder. Videre bidrar den til å svekke prissignalene til produsenten og fører oss lenger bort fra marginalprisingsprinsippet. På den andre siden gir den økt forutsigbarhet til produsentene. Vi har ingen grunn til å tro at Svenska Kraftnäts fastpris over tid skal systematisk avvike fra systemprisen. Selv om vi vil se avvik i perioder vil vi forvente at på lengre sikt vil den gjennomsnittlige systemprisen og Svenska Kraftnäts fastpris være lik. Figur 6 viser konsekvensene av punkt B) og C) i Norge og Sverige, gitt at kraftprisen som benyttes til å beregne tariffen er den samme i Norge og Sverige (ref. punkt A). Figur 6 Tarifferingspraksis i sentralnettet i Norge og Sverige. Administrative marginaltapsgrenser (MT) og korreksjonsfaktor i Sverige påvirker aktørenes tilpasning. Den teoretisk optimale tilpasningen vil være der den samfunnsmessige nytten av overføring er lik den samfunnsøkonomiske kostnaden (p*,q*- ref. fig. 5). I flere tilfeller avviker marginalkostnaden 18

19 den norske og svenske produsenten (MK PRODUSENT NORGE og MK PRODUSENT SVERIGE ) blir stilt ovenfor fra den samfunnsøkonomiske marginalkostnaden for overføring. Den første effekten virker åpenbar. I situasjoner med marginaltap større enn den administrative grensen (10 % i Sverige og 15 % i Norge) vil produsentene stå ovenfor en tapskostnad som avviker fra den samfunnsøkonomiske kostnaden. Som vi ser av figuren over legger den administrative begrensingen et tak på produsentens nettapskostnader. Produsentene vil altså få et for sterkt produksjonssignal og vi får mer elektrisitet ut på nettet enn hva som er optimalt (q SE > q N > q*). Da kostnaden ved å overføre denne mengden elektrisitet er større enn den faktiske marginale betalingsvilligheten oppstår et samfunnsøkonomisk tap, som for Sveriges tilfelle er lik det røde skraverte området. Siden disse administrative begrensningene er symmetriske rundt null, vil disse effektene reverseres i situasjoner hvor det faktiske negative marginaltapet er lavere enn de administrative grensene. En øvre grense for hva produsentene kan få i kompensasjon for reduserte nettapskostnader gjør at produsentene i disse situasjonene vil få et for svakt insentiv til å mate produksjon inn på nettet (q SE < q N < q*). Noen vil hevde at dette er ekstremsituasjoner som forekommer i enkelttilfeller og derfor ikke vil gi relevante utslag over tid. På den andre siden vet vi at for Hammerfest Energis trafo i Skaidi er 55 % av de ukentlige dagsatsene i 2009 (YTD Nov) administrativt satt, det samme gjelder 36 % av Troms energis satser ved Balsfjord trafo. Den andre effekten, korreksjonsfaktoren i Sverige, vil slå inn i hele intervallet. Gitt en lik pris for avregning av tapskostnad gir denne faktoren en rabatt til svenske produsenter på 20 % i forhold til norske. Figuren over viser at kostnadskurven til den svenske produsenten ligger under både den samfunnsøkonomiske marginalkostnaden og kostnaden til den norske produsenten. Effektene av dette kvantifiseres i kapittel 6. Den fjerde forskjellen gir muligens ikke store direkte konsekvenser for produsentene. Fastleddet i sentralnettstariffen i Norge har bidrag til kostnadsdekning for Statnett som hensikt, og målet er at den skal være insentivnøytral. Slik har produsentene kun ett virkemiddel å forholde seg til, det variable leddet. Samfunnsøkonomer fremholder at det skal være kun ett virkemiddel per problem eller mål. Bare slik vil vi kunne få en effektiv (i samfunnsøkonomiske termer, altså til lavest mulig total kostnad) måloppnåelse, og samtidig gjøre det mulig å måle virkemiddelets virkning og effektivitet i etterkant. Slik fungerer den norske nettariffen ett mål, ett virkemiddel. I Sverige er det også i hovedsak det variable leddet i sentralnettstariffen som skal gi lokaliserings- og produksjonsincentiver. Her er imidlertid også fastleddet avhengig av breddegrad, også for å gi incentiver til lokalisering. Vi skal ikke her komme med noen dom om hvilket av regimene som er det rette, men beskrive konsekvensene av forskjellene. Prinsipielt er det vanskelig å peke på de direkte konsekvensene av akkurat denne skjevheten, bortsett fra at det blir et noe mer komplisert regime for aktørene å forholde seg til. I kapittel 6 vil vi kvantifisere disse forholdene. 19

20 5.2 Regulatoriske forhold påvirker inntektssiden av prosjekter Prisområder Senest 1. juli 2011 skal Svenska Kraftnät introdusere minst to prisområder ( bidding areas ) i Sverige (Svenska Kraftnät, 2009). Prisområdene vil bli håndtert på samme måten som prisområder håndteres i Norge(Svenska Kraftnät, 2009). Mens noen svenske aktører er negative og frykter dette vil svekke Svenska Kraftnäts incentiver til å gjennomføre store planlagte investeringer, ønsker Statnett dette velkommen. Statnett understreker for øvrig også at dette ikke må være noen hvilepute i forhold til Svenska Kraftnäts store investeringsplaner. Statnetts direktør Auke Lont uttalte på Statnetts høstkonferanse at: Statnett ser det som svært verdifullt av Svenska Kraftnät nå går inn for å dele Sverige i fire prisområder. En slik inndeling avspeiler de fysiske realitetene og bidrar til mer effektiv kraftflyt i situasjoner hvor det oppstår overføringsbegrensninger i nettet. Inndelingen vil også sikre likebehandling av markedsaktører på tvers av landegrenser. Innføring av prisområder i Sverige vil trolig gjøre det enklere å bygge ut ny fornybar kraft både i Sverige og Norge (Lont, 2009). Fra et samfunnsøkonomisk ståsted er de nye prisområdene i Sverige viktige av flere årsaker. For det første oppnås bedre pris- og lokaliseringssignaler til konsumenter og produsenter. I tillegg avdekkes den sanne etterspørselen etter overføringskapasitet, noe som vil gjøre det lettere for Svenska Kraftnät å gjøre riktige samfunnsøkonomiske investeringer. For dette prosjektet er det kanskje viktigste at det fører til likebehandling av aktører på tvers av landegrensene. Figur 7 viser vridningseffektene som ville oppstått uten nye prisområder i Sverige (slik situasjonen faktisk er i dag). Den stiplede grønne linja reflekterer de sanne områdeprisene i Sverige, men disse avdekkes ikke så lenge det fra Svenska Kraftnäts resept for å takle overskudd/underskudd er motkjøp og eksportrestriksjoner heller enn prisområder. 20

21 Figur 7 Regulatoriske skjevheter, som forskjellig praksis på prisområder, gir endring i rangeringen av prosjekter ift inntektsnivå og lønnsomhet. Gjennomsnittsprisen i Norge (NO1+NO2) i dag er lik gjennomsnittsprisen i Sverige (SE). Likevel ville manglende innføring av prisområder i Sverige medført to vridningseffekter i perioder med overføringsbegrensninger i nettet: 1) Prisen i Sør-Sverige (SE) er lavere enn den faktiske marginale betalingsvilligheten (S1). Alt annet likt vil dette gjøre prosjekter i Sør-Norge (NO1) relativt mer attraktive i forhold til prosjekter i Sør-Sverige. Dette fordi prosjekter i Sør-Sverige i dag får realisert en pris (SE) som er lavere enn den fundamentalt sett burde ha vært (S1). 2) Prisen i Nord-Sverige (SE) er høyere enn den faktiske marginale betalingsvilligheten (S2). Alt annet likt vil dette gjøre prosjekter i Nord-Sverige (S2) relativt mer attraktive enn prosjekter i Nord-Norge (NO2). Dette fordi prosjekter i Sør-Sverige i dag får realisert en pris (SE) som er høyere enn den fundamentalt sett burde ha vært (S2). De aggregerte nasjonale effektene av dette ville avhenge av hvor hovedtyngden av aktuelle prosjekter ligger. Hvis hovedtyngden av norske prosjekter lå i Sør-Norge ville norske interesser favoriseres, og omvendt. Sett i lys av de historiske områdeprisene i Norge, forventningene til Statnett og simuleringene gjort for 2015 (Ea Energy Analyses og Cowi, 2007) er det liten grunn til å forvente langvarige signifikante prisforskjeller mellom områdene. Markedsmekanismene som arbeider når det oppstår ulike prisområder gir insentiver til å investere i ny overføringskapasitet hvis prisforskjellene blir store over tid. Noen vil hevde at de store mengdene ny fornybar energi vil kunne gi betydelig større prisforskjeller fremover. På den andre siden er det norsk/svenske systemet sterkt vannkraftdominert med en betydelig reguleringsevne. Videre vil prisdifferanser som oppstår på grunn av prisområder i Norge og Sverige, så snart Svenska Kraftnät introduserer sine prisområder, være begrunnet av den fundamentale likevekten i området. Selv om slike prisdifferanser vil slå ut i lønnsomheten til prosjekter, er det i hovedsak regulatorisk valgte skjevheter vi ønsker å analysere nærmere her. For 21