VURDERING AV BEHOVET FOR YTTERLIGERE LOKALISERINGSSIGNALER I TARIFFEN

Transkript

1 15. september 2017 VURDERING AV BEHOVET FOR YTTERLIGERE LOKALISERINGSSIGNALER I TARIFFEN Åsmund Jenssen og Christoffer Noreng,

2 BAKGRUNN OG PROBLEMSTILLING Statnett gjennomfører en evaluering av tariffmodellen med sikte på å implementere eventuelle endringer fra 2019 Flere lokaliseringssignaler i dagens modell, inkl. k-faktor for forbruk ikke klart at løsningen er samfunnsøkonomisk effektiv Endringer i produksjon, forbruk og utenlandshandel stiller nye krav til dimensjoneringen av nett innenlands Er det hensiktsmessig å utforme ytterligere prissignaler slik at lokalisering og dimensjonering av ny produksjon og nytt forbruk i større grad tar hensyn til de langsiktige kostnadene som påføres nettet? 2

3 FLERE LOKALISERINGSSIGNALER I DAGENS TARIFFMODELL Tariffelement Beskrivelse Lokaliseringssignaler Energiledd Marginaltapsprosent (+/-) x områdepris pr. punkt i nettet Ja Faste ledd uttak Basert på historisk effektuttak (5 år) i systemets topplasttime Justering for stort og stabilt forbruk, k-faktor og fleksibelt forbruk Stort og stabilt forbruk: Nei K-faktor: Ja Fleksibelt forbruk: Nei Faste ledd innmating Reaktiv effekt Anleggsbidrag Områdepriser Basert på historisk energiproduksjon, inkluderer betaling for systemdriftskostnader Tariffering av innmating/uttak i de tilfellene der reaktiv effekt er til ulempe for systemet Kundespesifikke investeringer, omfatter ikke investeringer i masket nett Områdeprisforskjeller for å skape balanse i overføring mellom prisforskjeller Nei (utenom historisk innfasingstariff) Ja Ja Ja 3

4 OPTIMALE TARIFFER SKAL REFLEKTERE MARGINALKOSTNADENE VED BRUK AV NETTET Prising av løpende kraftoverføring i henhold til kortsiktig marginalkostnad, det vil si marginaltap Gir også signaler om knapphet Effektledd for å rasjonere knapp overføringskapasitet når nettet er fullt utnyttet Anleggsbidrag for å gi signaler om kostnadene ved kundespesifikke investeringer Anleggsbidrag i masket nett ikke nødvendigvis en god løsning Kilde: THEMA (2013b) 4

5 DET ER BEHOV FOR LOKALISERINGSSIGNALER UTOVER ENERGILEDD OG OMRÅDEPRISER I en teoretisk idealverden vil nodepriser/energiledd og områdepriser (og anleggsbidrag) gi tilstrekkelige lokaliseringssignaler Pris E K 3 K FS K 1 FS K 2 I praksis må vi ta hensyn til sprangvise investeringer, sikkerhetskrav med mer Økt bruk av prisområder (færre og mindre) vil redusere behovet, men neppe fjerne det helt P 1 P 3 A Fravær av ytterligere lokaliseringssignaler gir risiko for samfunnsøkonomiske tap C B P 2 Ønskelig med signaler om langsiktige marginalkostnader i nettet, jf. også von der Fehr (2017) E Kapasitet Kilde: Bråten (2001) 5

6 K-FAKTORMODELLEN GIR FEIL SIGNALER FORDI DEN ER PUNKTBASERT OG BEGRENSET TIL FORBRUK Prissignaler i dagens modell er ikke tilstrekkelige Kortsiktige og langsiktige prissignaler gjennom energiledd, områdepriser og anleggsbidrag er nødvendige, men ikke tilstrekkelige Sprangvise investeringer, store prisområder og masket nett Begrenset samsvar mellom signalene fra k-faktor og langsiktige marginalkostnader K-faktor beregnes pr. punkt i nettet uavhengig av situasjonen i området Kan ha lave k-faktorer i områder med betydelig kraftunderskudd og knapphet på overføringskapasitet Nettet må uansett dimensjoneres for å dekke forbruket når kraftverket ikke er i drift Ikke gitt at det vil være sammenfall i tid mellom produksjon og forbruk K-faktor omfatter ikke produksjon 6

7 SAMMENHENGEN MELLOM LOKALISERINGSSIGNALER I DAGENS MODELL Systematiske forskjeller i marginaltap mellom MGAområder Svak sammenheng mellom marginaltap og k-faktor pr. MGA-område, men sterkere i ytterkantene En viss korrelasjon mellom områdepriser og marginaltap Gjennomsnittlig områdepris pr. MGA-område (øre/kwh) Gjennomsnittlig marginaltap pr. MGA-område (%) Gjennomsnittlig marginaltap vs. k-faktor pr. MGA-område Kilde: Statnett 7

8 CASESTUDIER: SYSTEMATISKE FORSKJELLER I LANGSIKTIGE NETTKOSTNADER, MEN VANSKELIG Å KONVERTERE TIL LOKALISERINGSSIGNALER Stor variasjon Praktiske utfordringer Systematiske forskjeller De langsiktige marginale kostnadene kan variere mellom 40 til 400 kr/kw og avhenger av de detaljerte forutsetningene fra case til case Casene illustrerer noen av praktiske utfordringene ved å lage gode langsiktige prissignaler Reinvesteringer vs. nyinvesteringer, produksjon vs. forbruk, sesongvariasjoner osv. Samtidig viser casene (og Nettutviklingsplanen) også at det er systematiske forskjeller mellom ulike regioner med hensyn til de langsiktige marginalkostnadene for overføringskapasitet K-faktor kan variere til dels betydelig internt i de aktuelle områdene Ca. 350 kr/kw* Ca. 40 kr/kw* Ca. 440 kr/kw* Kilde: Statnett, THEMA-analyse. *Basert på en reell rente (før skatt) på 4 prosent og 40 års levetid beregnet som årlig kapitalkostnad (annuitet), deretter dividert på en forventet vekst (kw). 8

9 LOKALISERINGSSIGNALER I ANDRE SAMMENLIGNBARE LAND Lokaliseringssignaler i Sverige Nord-sør-differensiering av energiavgift og effektavgift Energiavgiften differensieres på årsbasis avhengig av marginaltap pr. punkt Differensiering av effektavgiften basert på analyse av kostnadsforskjeller fra slutten av 1990-tallet Differensiering av effektavgiften redusert med 25% etter innføring av prisområder i 2011 Lokaliseringssignaler i GB Simulering av konsekvenser for investeringer av økt innmating/uttak ved hjelp av lastflytmodell som grunnlag for differensiering av TNUoS-tariffen Ikke områdepriser eller marginaltap inkludert i dag, men geografisk differensierte marginaltap skal inkluderes i BSUoS-tariffen fra 2018 Kilde: Svenska Kraftnät, National Grid 9

10 FLERE MULIGE MODELLER FOR LOKALISERINGSSIGNALER Modell* Dagens modell Ingen lokaliseringssignaler Effektbalansejustering for produksjon og forbruk Signaler basert på inkrementelle kostnader Forsterkning av eksisterende lokaliseringssignaler Situasjonsbetingede signaler Beskrivelse Punktvis k-faktor for forbruk Uniforme faste ledd uavhengig av lokalisering Justering av faste ledd basert på effektbalanse pr. område for både produksjon og forbruk, med utgangspunkt i samme parametere som dagens k-faktor Tariffledd basert på modellberegnede inkrementelle kostnader ved økt innmating/uttak pr. punkt eller område, basert på energi eller effekt Opp-/nedskalering av marginaltapsfaktor, enten direkte via energileddet eller indirekte som en justeringsfaktor for de ordinære faste leddene eller eget signal Administrativt fastsatt «innfasingstariff» for både produksjon og forbruk, kan utformes som et fradrag eller et tillegg i de ordinære faste leddene pr. område *I alle modeller forutsetter vi at energiledd, områdepriser og anleggsbidrag videreføres som i dag. MGA er tenkt brukt som områdedefinisjon i alle modeller med områdevise signaler. 10

11 EN ALTERNATIV MODELL BØR OPPFYLLE FLERE KRITERIER OVERORDNET BØR MODELLEN VÆRE BEDRE ENN DAGENS, MEN DEN TRENGER IKKE (OG KAN IKKE) VÆRE PERFEKT Kostnadssamsvar Administrativ enkelhet Transparens Stabilitet 0 Dagens modell Lavt Enkel Middels Middels 1 Ingen lokaliseringssignaler Lavt Enkel Høy Middels 2 Effektbalansejustering for produksjon og forbruk Middels Enkel Middels Høy 3 Modell basert på inkrementelle kostnader Høyt Kompleks Lav Middels 4 Forsterkning av eksisterende signaler Middels Enkel Middels Høy 5 Situasjonsbetinget tariff Høyt Kompleks Høy Lav 11

12 SIGNAL BASERT PÅ MARGINALTAP ER DET FORETRUKNE ALTERNATIVET Signal basert på effektbalanse 2 4 Effektbalansen sier ikke nødvendigvis noe om nettkapasiteten reelt sett er begrenset et langsiktig signal basert på effektbalanse kan derfor gi misvisende signaler på samme måte som k- faktor i dag Kan løses ved å se større områder i sammenheng, for eksempel ved å justere for overføringskapasitet eller effektbalansen i nærområdene, men det øker kompleksiteten i modellen Signal basert på marginaltap Marginaltap og langsiktige nettkostnader er korrelert høye marginaltap gir et signal om begrenset overføringskapasitet Kan bygge på samme modell som for marginaltapsfaktoren i energileddet, men bør ha lengre varighet og være mer fremadskuende (evt. rullerende historiske gjennomsnitt) for å fange opp endringer i kraftsystemet Bør bruke samme avregningsgrunnlag som faste ledd og ikke energileddet for å unngå å påvirke den kortsiktige markedsløsningen MGA er den mest praktiske løsningen for områdeinndelingen, selv om det teoretisk kan finnes andre inndelinger som er bedre Produksjon og forbruk bør håndteres likt 12

13 VÅR ANBEFALING K-faktor bør ikke videreføres Ut fra en vurdering av den samfunnsøkonomiske effektiviteten i dagens modell, er det vår anbefaling at modellen med K-faktor ikke videreføres Merk at dette er ut fra en vurdering av prissignalene og ikke fordelingsvirkningene av modellen Nytt tariffledd basert på forskjeller i marginaltap Alt i alt anbefaler vi å gå videre med en modell der det beregnes et lokaliseringssignal basert på forskjeller i gjennomsnittlige marginaltap mellom ulike områder Den detaljerte modellutformingen må avklares nærmere Likehetstrekk med differensieringen av den såkalte effektavgiften i den svenske stamnettstariffen og prinsipielt ligner den foreslåtte modellen også på tariffmodellen som har vært i bruk i Storbritannia siden 2003 En videreutvikling av K-faktor kan også være et alternativ, men bør da i så fall gjøres gjeldende for produksjon og beregnes for et større område 13

14 DEN DETALJERTE MODELLUTFORMINGEN MÅ AVKLARES NÆRMERE, MEN VI KAN GI NOEN FORELØPIGE ANBEFALINGER FORSKJELLER BASERT PÅ MARGINALTAP Elementer i foreslått modell Eksempel på lokaliseringssignal i praksis Element i tariffmodell Tariffledd Avregningsgrunnlag Grunnlag for lokaliseringssignal Nivå på lokaliseringssignal Beskrivelse Eget tariffledd Som for de faste leddene (effekt i topplast for forbruk, gjennomsnittlig energiproduksjon) Marginaltap i topplast, gjennomsnitt pr. nettavregningsområde og gjennomsnitt over 3 år I størrelsesorden +/- 2 øre/kwh, dvs. maksimal differanse 4 øre/kwh, interpolering mellom +/-15% gjennomsnittlig marginaltap Gjennomsnittlig marginaltap i topplast i et nettavregningsområde er beregnet til 7,5 prosent referert innmating For innmating får vi da et signal på 7,5 prosent / 15 prosent = 50 prosent x 2 øre/kwh, det vil si 1 øre/kwh i ekstra tariffkostnad i tillegg til energileddet og fastleddet. For uttak må vi konvertere det maksimale signalet på 2 øre/kwh til en kostnad pr. kw. En tariff på 100 kr/kw svarer da til 2 øre/kwh ved en normert brukstid på 5000 timer. Siden forbruk får betalt via lokaliseringssignalet, får vi et lokaliseringsledd på -7,5 prosent / 15 prosent = -50 prosent x 100 kr/kw = -50 kr/kw 14

15