Prising av overføringskapasitet med AMS

Transkript

1 Offentlig ISBN nr (elektronisk utgave) Prising av overføringskapasitet med AMS På oppdrag fra Norges vassdrags- og energidirektorat juni 2013 THEMA Rapport

2 Om prosjektet Om rapporten: Prosjektnummer: NVE Rapportnavn: Prising av overføringskapasitet med AMS Prosjektnavn: Prising av overføringskapasitet med AMS Rapportnummer: R Oppdragsgiver: Norges vassdrags- og energidirektorat ISBN-nummer Prosjektleder: Berit Tennbakk Tilgjengelighet: Offentlig Prosjektdeltakere: Christoffer Horni Noreng Åsmund Jenssen Ferdigstilt: 28. juni 2013 Brief summary in English The report analyzes the impact of AMS metering on the design of the distribution tariff and to what extent prices should be used to signal operation costs and capacity shortages in distribution networks. We conclude that tariffs reflecting the hourly cost of grid losses should be implemented, taking into account hourly electricity prices and estimated loss ratios. Such grid pricing would enhance the precision of hourly spot price signals and yield improved data on price response for end-users. The public good characteristics of the grid (particularly that investments happen in leaps) make it challenging to design precise capacity pricing without risking significant deadweight losses. In addition, there are a number of practical obstacles to capacity pricing, including lead times, security constraints and KILE regulations. Om Øvre Vollgate Oslo Foretaksnummer: NO tilbyr spesialkompetanse innenfor markedsanalyse, markedsdesign og strategirådgivning for energi- og kraftbransjen. Side 2

3 INNHOLD SAMMENDRAG OG KONKLUSJONER INNLEDNING Bakgrunn og problemstilling AMS gir nye muligheter OVERSIKT OVER ULIKE TARIFFMODELLER Optimale tariffmodeller i teorien Dagens utforming av nettleien Sammensetning av nettleien Marginaltapssatser i distribusjonsnettet Dynamiske tariffmodeller Oversikt over alternative modeller Prising av marginaltapskostnader og/eller kapasitetsknapphet VURDERING AV ULIKE MODELLER Vurderingskriterier Prising av marginaltapskostnader Prising av effektknapphet Omfanget av effektknapphet Andre vurderinger knyttet til dynamiske tariffmodeller SAMLET VURDERING AV ALTERNATIVE MODELLER REFERANSER Side 3

4 SAMMENDRAG OG KONKLUSJONER Utrulling av AMS-målere i distribusjonsnettet innen 1. januar 2019 innebærer at kraftforbruket skal måles og avregnes på timebasis også for små sluttbrukere som ikke har timesmåling i dag. Slik måling gir Bedre informasjon om hver enkelt kundes lastprofil Grunnlag for mer presis prising av både kraftforbruk og nettleie Mulighet for at kunden kan respondere på prisvariasjoner Bedre data om hver enkelt kundes betalingsvilje for kraft på ulike tidspunkt Grunnlag for mer effektive nettinvesteringer AMS gir dermed mulighet til å stille kundene i distribusjonsnettet overfor prissignaler som reflekterer de reelle kostnadene som kundens forbruk påfører nettet på marginen. Poenget med å stille sluttbrukerne overfor reelle kostnader er å påvirke tilpasningen av forbruket slik at kapasiteten i nettet kan utnyttes mer effektivt, noe som igjen kan gi besparelser i form av reduserte og utsatte investeringer. Hovedspørsmålene som behandles i rapporten er: Hvordan kan tariffer som gir prissignaler i distribusjonsnettet utformes? Hvilke egenskaper har ulike tariffmodeller? Hva er omfanget av effektknapphet på kort og lang sikt? Samfunnsøkonomiske kriterier for vurdering av ulike tariffmodeller effektive priser i distribusjonsnettet er presisjonsnivå og treffsikkerhet i forhold til faktiske nettap og effektknapphet: Marginaltapskostnader. Marginaltapskostnadene øker med samlet belastning i nettet og med kraftprisen. Kapasitetsknapphet. Marginalkostnaden for knapphet reflekterer kostnaden ved å bygge ut kapasiteten og ilegges i prinsippet når lasten nærmer seg (eller er på) kapasitetsgrensen. Hovedkonklusjoner energiledd Kortsiktige variable kostnader i nettet består hovedsakelig av marginaltapskostnadene, dvs. marginalt energitap multiplisert med kraftprisen. Marginaltapskostnadene varierer over tid og mellom ulike deler av nettet. I prinsippet bør energileddet tilsvare marginalkostnaden knyttet til kundens faktiske bruk av nettet for hver time. Det er imidlertid komplisert å beregne løpende marginale tapssatser. Vi anbefaler derfor at energileddet i fremtiden avregnes på basis av forhåndsfastsatte marginaltapssatser og i henhold til løpende kraftpriser. Marginaltapssatsene kan differensieres på basis av strukturen i marginaltapene, f.eks. mellom dag og natt og/eller mellom sommer og vinter. Det kan også vurderes om det i noen tilfeller skal settes ulike marginaltapssatser for ulike deler eller soner i et distribusjonsnett, dersom det er betydelige systematiske forskjeller i marginaltap mellom ulike deler av nettet. Anbefalingen om at energileddet skal reflektere marginaltapene i distribusjonsnettet innebærer at adgangen til å sette energileddet høyere enn marginaltapene, slik praksis er for energimålte kunder i dag, begrenses. Selv om marginaltapskostnaden utgjør en liten andel av kostnadene i nettet og av kundenes samlede kraftkostnad, kan avregning av både kraftforbruk og marginaltapskostnader i henhold til løpende kraftpris bidra til endringer i kundenes tilpasning og ikke minst bedre kunnskap om kundenes atferd. Dermed er det også usikkert om varierende energiledd som reflekterer Side 4

5 marginaltap vil påvirke investeringene i distribusjonsnettet gjennom endringer og/eller tilpasninger i forbruksprofilen. Samtidig kan det ikke utelukkes at tilpasninger til summen av timesbaserte kraftpriser og energiledd vil gi bedre utnyttelse av det eksisterende nettet, inkludert lavere uttak i timer med høy last, høye priser og høye marginaltap, noe som på sikt kan gi grunnlag for reduserte eller utsatte nettinvesteringer. Hovedkonklusjoner effektprising Det er krevende å utforme presise og effektive tariffledd som reflekterer kapasitetsknapphet i nettet. Det skyldes flere forhold: 1. Investeringene i nettet skjer i sprang. Det betyr at den faktiske marginalkostnaden ved å utvide nettet kan være svært høy. Det betyr også at nettet til en viss grad er et kollektivt gode: Så lenge kapasiteten ikke er knapp, påfører økt bruk av én kunde ikke økte kostnader ut over eventuelt økte marginaltap (eller fortrengning) av andre kunder i nettet. Prising av kollektive goder gir generelt underutnyttelse av godet. 2. Man kan ikke ha kø i strømnettet. Effektiv kapasitetsprising må medføre at samlet forbruk ikke overstiger kapasitetsgrensen. Prising av effekt i henhold til marginal betalingsvilje kan gi svært høye kostnader for kundene og grunnlag for effektivitetstap. 3. Forsyningssikkerhetshensyn og KILE-reguleringer i kombinasjon med ledetider av et visst omfang, medfører at nettet må bygges ut i henhold til en grad av føre var -tankegang. Det betyr på den ene siden at et prissignal må ilegges en viss tid i forveien, dvs. før kapasitetsgrensen er nådd, noe som kan gi feiltilpasninger på kort sikt. På den andre siden tilsier usikkerhet at nettselskapene trenger sikkerhet for at lasten ikke blir for høy i forhold til kapasiteten. I praksis er det liten grad av effektknapphet i distribusjonsnettet. Vi anbefaler derfor ikke generell effektprising. Presise og samfunnsøkonomisk effektive effektpriser tilsier at effekt bare skal prises når kapasiteten faktisk er knapp, og at prisen da skal reflektere marginalkostnaden ved å øke nettkapasiteten. Hvis det ikke er kapasitetsknapphet i nettet, gir effektprising et effektivitetstap fordi kapasiteten i nettet ikke utnyttes optimalt. AMS-måling og timebasert prising av kraftforbruk og marginaltapskostnader vil i seg selv gi bedre kunnskap om de enkelte forbrukernes lastprofiler og prisfølsomhet. Empiri tyder på at dersom effektprising skal gi ytterligere besparelser i form av utsatte eller reduserte investeringer i nettet, må satsene settes svært høyt. De eventuelle besparelsene knyttet til dette må veies mot effektivitetstapet, herunder det samlede konsumentoverskuddet som går tapt ved at kapasiteten ikke bygges ut eller bygges ut senere. Innføringen av AMS kan også gi støtet til utvikling av ny teknologi og nye tjenester som kan øke forbruksfleksibiliteten. Dermed kan det heller ikke utelukkes at moderat effektprising i noen tilfeller kan gi grunnlag for utsatte investeringer i nettet. I spesielle tilfeller, der data tilsier at samlet betalingsvilje for å utvide kapasiteten i nettet ikke overstiger kostnadene, målt ved prisfølsomheten i dimensjonerende timer, bør man kunne gi adgang til å ilegge effektprising i kritiske timer, såkalt Critical Peak Pricing. Det er imidlertid også svært usikkert om effektprising i praksis vil påvirke investeringene i nettet, jf. punkt 3 over. Modeller av typen abonnert effekt kan ha mer for seg, men da er vi over i området for fordeling av residuale kostnader, noe som behandles nærmere i en annen rapport (Thema, 2013). Anleggsbidrag kan også være et alternativ til effektprising, f.eks. ved installasjon av hurtigladere, men det er vanskelig å se at innføring av AMS vil gi vesentlige endringer i forhold til gjeldende regelverk for anleggsbidrag. Side 5

6 1 INNLEDNING 1.1 Bakgrunn og problemstilling AMS-målere (avanserte måle- og styresystemer) skal i henhold til gjeldende planer installeres hos samtlige sluttbrukere i det norske kraftmarkedet innen 1. januar Innføring av AMS vil gjøre det mulig å tariffere nettleien i distribusjonsnettet på andre måter enn i dag, med utgangspunkt i at forbruket av kraft heretter skal måles og avregnes på timebasis også for små sluttbrukere. NVE har som reguleringsmyndighet for kraftsektoren ansvar for å lage et regelverk som bidrar til samfunnsøkonomisk effektiv utnyttelse og utvikling av nettet. Et viktig element i regelverket er hvordan nettselskapenes inntektsbehov dekkes inn. I dag dekkes inntektsbehovet i distribusjonsnettet gjennom en kombinasjon av energiledd, fastledd og effektledd (der fordelingen varierer mellom ulike kundegrupper). AMS kan gi nye muligheter til å utforme mer riktige og effektive prissignaler om kostnadene i nettet gjennom nettariffen. Av særlig interesse er det at AMS vil gi informasjon om alle nettkundenes forbruksprofil og maksimale effektuttak, selv for de minste forbrukerne. Den overordnede problemstillingen for prosjektet som presenteres i denne rapporten, er å vurdere alternative tariffmodeller med variable prissignaler ut fra et samfunnsøkonomisk perspektiv, det vil si tariffmodellenes implikasjoner for utnyttelsen av nettet på kort sikt og utviklingen av nettet på lang sikt. Følgende problemstillinger drøftes i rapporten: Hvordan kan tariffer som gir prissignaler i distribusjonsnettet utformes? Hvilke egenskaper har ulike tariffmodeller? Hva er omfanget av effektknapphet i distribusjonsnettet på kort og lang sikt? Kriteriene for vurdering av ulike tariffmodeller er presisjonsnivå og treffsikkerhet i forhold til faktisk nettap og effektknapphet. Et annet viktig forhold er i hvilken grad kundene tilpasser seg prissignalene. Tilpasning til prissignalene kan på kort sikt redusere tapene i nettet og på lang sikt redusere eller forskyve behovet for investeringer. Gevinstene må i tillegg relateres til kostnadene for nettselskapene ved administrasjon av ulike tariffmodeller, herunder kostnadene ved å beregne og formidle prissignaler til forbrukere og krav til tilleggsinvesteringer for å få realisert effektreduksjoner. Vi drøfter også hvorvidt alternative modeller oppfyller de generelle kravene til tariffer i energilovforskriften, dvs. at tariffene bare kan differensieres etter objektive og kontrollerbare kriterier basert på relevante nettforhold, og at nettselskapene skal opptre nøytralt og ikkediskriminerende. I utgangspunktet ønsker vi imidlertid ikke å utelukke modeller som ikke oppfyller dagens krav. Tariffmodellene som drøftes bør imidlertid kunne tas i bruk av alle nettselskaper og være anvendbare for alle grupper av nettkunder. Rapporten er basert på litteraturstudier og intervjuer med noen utvalgte nettselskap. 1.2 AMS gir nye muligheter Avanserte måle- og styringssystemer (AMS) skal implementeres hos alle norske sluttbrukere innen 1. januar Det vil innebære at gamle, mekaniske strømmålere erstattes med målesystemer basert på moderne teknologiske løsninger hos alle norske husstander og næringskunder. AMS har primært tre funksjoner: 1. Måling: Tilrettelegger for registrering av energiforbruket hos sluttbruker. 2. Kommunikasjon: Bidrar til overføring av data mellom sluttbruker og nettselskapet. 3. Styring: Mulighet for at nettselskapet kan fjernstyre og begrense uttaket hos den enkelte kunde. Side 6

7 Forskrift om endringen i forskrift om måling, avregning og samordnet opptreden ved kraftomsetning og fakturering av nettjenester fastslår konkrete tekniske krav til AMS og hvilke oppgaver utstyret skal kunne utføre. De mest relevante kravene i denne sammenheng er: AMS skal lagre måleverdier med en registreringsfrekvens på maksimalt 60 minutter, og kunne stilles om til en registreringsfrekvens på minimum 15 minutter. En hyppigere registrering av måleverdiene legger til rette for at mindre kunder på sikt kan delta i spot- og balansemarkedet. Måleverdiene overføres til nettselskapet etter at driftsdøgnet er avsluttet, og gjøres tilgjengelig for sluttbruker og kraftleverandør (gitt sluttbrukers fullmakt) innen kl neste dag. AMS-målerne skal ha et standardisert grensesnitt som legger til rette for kommunikasjon med eksternt utstyr basert på åpne standarder, og kunne tilknyttes og kommunisere med andre typer målere. Sistnevnte innebærer at blant annet gassmålere, fjernvarmemålere og vannmålere skal kunne tilknyttes og overføre data via AMS. Nettselskapet har plikt til å formidle informasjon mellom tredjepartsleverandører og sluttbruker, men AMS-kanalen skal først og fremst være dimensjonert til å dekke nettselskapene og kraftleverandørens behov for overføring av data. Måleverdiene skal formidles til sluttbrukeren via internett på en måte som muliggjør sammenligning av forbruk, kostnader og priser over tid. Informasjonen skal også kunne vises i et display, og både kraftleverandører og nettselskap skal sende henholdsvis prisog tariffinformasjon til displayet. AMS gjør det mulig for nettselskapet å bryte og begrense effektuttaket i det enkelte målepunkt. En slik funksjon åpner for effektiv rasjonering av kunders strømforbruk i knapphetssituasjoner, og for at sluttbrukere kan delta i effektmarkedet. I dagens forskrift om måling, avregning mv. er det krav om at alle målepunkt med forventet energiuttak eller energiinnmating større enn kwh skal ha timesmåling. Dette omfatter kun omtrent målepunkt. De timesmålte målepunktene står for om lag 60 prosent av det årlige forbruket av elektrisk energi (Meland, Wahl, & Tjeldflåt, 2006). Kunder uten timesmåling tarifferes på basis av målt energiforbruk i løpet av en periode, såkalt energimåling. I den grad prisene er differensierte i ulike perioder, skjer fordelingen på basis av sjablongmessige antagelser om ulike typer forbrukeres forbruksprofil (lastprofil). Totalt antall målepunkt i Norge er omlag 2,6 millioner, der de fleste målepunkt som i dag er energimålte, blir omfattet av den nye ordningen. De fleste husholdningene har i dag installert måleutstyr som utfører akkumulerte målinger som avleses på månedsbasis. Innføring av AMS vil gjøre det mulig å etablere flere kriterier for differensiering av tariffer basert på målt last. I tillegg vil slikt utstyr kunne bidra til at opplysninger om faktisk forbruk hos den enkelte abonnent over en gitt tidsperiode blir mer korrekt. Som nevnt i innledningen skal AMS lagre måleverdier med en registreringsfrekvens på maksimalt 60 minutter, noe som gir mulighet for mer dynamiske tariffer basert på faktisk belastning, og økt interaksjon med nettselskapene gjennom toveiskommunikasjon. Både dynamiske tariffer og økt interaksjon kan øke kundens fleksibilitet. Økt fleksibilitet kan gi grunnlag for reduserte eller utsatte investeringer i nettet. AMS gir mulighet for: Mer riktig og dynamisk prising av marginaltap, som kan gi effektiv tilpasning av forbruk i forhold til kortsiktige systemkostnader. Mer riktig og dynamisk prising av kapasitet, som kan bidra til mer effektiv dimensjonering av nettet. Den kortsiktige tilpasningen, basert på periodisk effektbelastning, kan påvirke det langsiktige dimensjoneringsbehovet i nettet. Bedre datagrunnlag for utforming av tariffer og investeringsbeslutninger, ikke minst om brukernes prisfølsomhet. Side 7

8 Direkte lastkontroll der nettselskap foretar en automatisk utkobling av forhåndsavtalt lavprioritert forbruk hos kunden i perioder hvor belastningen på nettet er stort eller ved et gitt effektuttak. KANAK 1 anslår et potensial for å redusere kostnadene i nettet med 1 til 3 prosent totalt for alle nettnivåer og antyder at det største potensielle gevinsten er knyttet til utsettelse av nettinvesteringer (Ingeberg, 2012). 1 Basert på KANAK presentasjon for Energi Norge Side 8

9 2 OVERSIKT OVER ULIKE TARIFFMODELLER 2.1 Optimale tariffmodeller i teorien Overføringsnettet er preget av å være et naturlig monopol. Naturlig monopol i kraftdistribusjonen følger av at det er store faste kostnader knyttet til etablering og vedlikehold av nettet, mens de variable kostnadene knyttet til selve kraftoverføringen er små. Det innebærer at gjennomsnittskostnadene er fallende med økende last, og at det er betydelige stordriftsfordeler i kraftnettet. For en gitt kapasitet er det ønskelig at kapasiteten utnyttes optimalt. I henhold til samfunnsøkonomisk teori oppnår man en optimal ressursutnyttelse når forbrukerne stilles overfor priser som reflekterer de marginale nettkostnadene. Figur 2.1 viser at optimal utnyttelse av kraftnettet skjer når prisen settes lik den kortsiktige marginalkostnaden så lenge det er ledig kapasitet i nettet. Ved pris lik p* vil det samlede samfunnsøkonomiske overskuddet være størst, reflektert ved PO + KO i figuren (sum av produsentoverskudd og konsumentoverskudd). Figur 2.1: Samfunnsøkonomisk optimale variable nettariffer uten effektknapphet Øre/kWh Etterspørsel etter overføring KO Kortsiktig marginalkostnad p* PO x* kwh Kilde: ECON Analyse (2006) Det variable energileddet skal ideelt sett reflektere de marginale kostnadene brukerne påfører nettet. På kort sikt er det bare kostnader knyttet til nettap som er variable. I 2011 utgjorde disse kostnadene ifølge NVE bare 12 prosent av de samlede kostnadene i distribusjonsnettet i Norge, se Figur 2.2 I henhold til teorien er det, når det er ledig kapasitet i nettet, optimalt å sette den variable tariffen lik marginaltapskostnaden. Tapskoeffisientene i nettet er tilnærmet kvadratiske som funksjon av lasten (overført energi), noe som reflekteres i en lineært stigende kortsiktig marginalkostnad for en gitt energipris. En høyere energipris gir en høyere marginaltapskostnad for gitt marginaltapssats. Variasjonen i både marginaltap og energikostnad bør i henhold til teorien reflekteres i det variable energileddet i nettariffen. Effektivitetsgevinsten ved differensiering av energileddet avhenger av hvorvidt kundene som stilles over prissignalet faktisk responderer på prissignalet ved å redusere eller flytte uttaket. Begge typer respons fører til bedre utnyttelse av nettet og redusert eller forsinket behov for investeringer i nettet. Side 9

10 Figur 2.2: Kostnadsstruktur i distribusjonsnett 1 % 6 % 12 % 21 % Nettap Driftskostnader Avskrivning Eiendomskatt Kapitalavkastning 59 % Kilde: NVE inntektsrammeberegning 2011 Hvis den tilgjengelige nettkapasiteten er knapp eller nærmer seg kapasitetsgrensen, kan det også være aktuelt å innføre prissignaler for å gi optimal utnyttelse av den knappe kapasiteten. I henhold til økonomisk teori skal prisen på et gode settes over marginalkostnaden når etterspørselen overstiger kapasiteten. Dermed klareres markedet på etterspørselssiden slik at forbruket med lavest betalingsvilje kuttes først. Først når prisene kommer opp mot langsiktig grensekostnad (utvidelse av nettet), er det optimalt å investere for å øke kapasiteten i nettet. AMS gir mulighet for å måle den enkelte forbrukers belastning i kritiske timer, og som sådan grunnlag for å gi prissignaler om at kapasiteten er knapp i disse timene. Slik real time effektprising kan gi informasjon om kundenes betalingsvilje for økt kapasitet, og i neste omgang grunnlag for å redusere eller utsette nettinvesteringer. Marginalkostnaden for knapphet reflekterer i teorien marginalkostnaden ved å utvide nettkapasiteten, og ligger betydelig over marginaltapskostnaden, se Figur 2.3. Et teoretisk riktig effektledd burde dermed reflektere kundens effektuttak i timer der det samlede effektuttaket (lasten) er høy(t). Som for energileddet avhenger effektiviteten av effektprising av at forbrukerne responderer på prisingen og at slik tilpasning medfører reduserte eller utsatte investeringer i distribusjonsnettet. Gitt at forbrukerne faktisk responderer på prissignalet, er det viktig for den samfunnsøkonomiske effektiviteten at prisen bare gjelder når det er faktisk knapphet i nettet. Hvis ikke kan man få tilpasninger i forbruket i timer der det ikke er knapphet. Det er ikke åpenbart hva som er den relevante kapasitetsgrensen i nettet eller når man kan si at nettkapasiteten er knapp. Det henger sammen med at det er behov for sikkerhetsmarginer i nettet, f.eks. spesifisert som N-1-kriteriet, men det kan være mer komplisert å avgjøre hva som er nøyaktig nødvendig sikkerhetsmargin når man er på kapasitetsgrensen i et masket nett. Ved beslutninger om investeringer i nettet vil nettselskapene gjerne også ta hensyn til at de kan bli ilagt straffegebyrer basert på KILE-satser ved bortfall av leveranser som følge av problemer i nettet. I tillegg krever investeringer i nettet en viss ledetid, noe som trekker i retning av at man heller vil investere i forkant enn i etterkant av en ventet forbruksøkning. Det tilsier at en eventuell kapasitetstariff ilegges i dimensjonerende timer, dvs. de timene hvis last legges til grunn for investeringsbeslutninger i nettet. Endelig er investeringer i nettet sprangvise: Når man først investerer, er det lønnsomt å investere med en viss overkapasitet i stedet for å gjennomføre små, hyppige utvidelser (i den grad det er mulig). Side 10

11 Figur 2.3: Prising av kapasitetsknapphet De variable leddene skal bidra til å gi riktige prissignaler om kostnader i nettet, men er som regel ikke tilstrekkelige å dekke de faste kostnadene. For at nettselskapene skal oppnå kostnadsdekning må de faste kostnadene dekkes gjennom et residualledd. Dekning av de residuale kostnadene vil bidra til et effektivitetstap, siden prisen som forbruker møter ikke lenger reflekterer den marginale kostnaden knyttet til hans/hennes bruk av strøm. Fra et samfunnsøkonomisk perspektiv bør disse faste kostnadene inndrives slik at effektivitetstapet blir så lite som mulig. Innkreving av residuale kostnader omhandles i rapporten Innkreving av residuale nettkostnader med AMS (THEMA, 2013). 2.2 Dagens utforming av nettleien Sammensetning av nettleien Forbrukerne betaler for distribusjonen av strøm gjennom nettleie og eventuelt anleggsbidrag (engangsbetaling for tilknytning). Nettleien er sammensatt av et energiledd, et fastledd og eventuelt et effektledd. Målet med fastleddet er som nevnt å dekke den delen av kostnadene i nettet som ikke dekkes av energiledd og effektledd. Fastleddet er utformet som en fast sum per år. Effektleddet fastsettes ut fra kundens effektforbruk i definerte perioder. Det er typisk store kunder med timesmåling som ilegges effektledd. Energileddet står i dag for omtrent 50 prosent av inntektene i distribusjonsnettet. Figur 2.4 viser hvordan fordelingen mellom energi-, fast- og effektledd varierer mellom konsesjonsområder og kundegrupper. For energimålte kunder (husholdninger og jordbruk, mindre næring) utgjør energileddet en stor andel av nettleien. Effektleddet for disse gruppene er enten satt til null, eller utgjør bare en liten andel av de faste leddene. For større kunder med timesmåling utgjør energileddet en mye mindre andel, mens størstedelen av nettleien dekkes gjennom effekttariffer. Side 11

12 Figur 2.4: Fordeling av tariffinntekter på ulike kundegrupper Husholdninger og jordbruk MIndre næring - kun energimåling 100 % 100 % 90 % 90 % 80 % 80 % 70 % 70 % 60 % 60 % 50 % 50 % 40 % 40 % 30 % 30 % 20 % 20 % 10 % 10 % 0 % Hafslund Eidsiva Lyse BKK NTE Troms 0 % Hafslund Eidsiva Lyse BKK NTE Troms Fastledd Effektledd Energiledd Fastledd Effektledd Energiledd Næring kw Næring (>1000 kw) 100 % 100 % 90 % 90 % 80 % 80 % 70 % 70 % 60 % 60 % 50 % 50 % 40 % 40 % 30 % 30 % 20 % 20 % 10 % 10 % 0 % Hafslund Eidsiva Lyse BKK NTE Troms 0 % Hafslund Eidsiva Lyse BKK NTE Troms Fastledd Effektledd Energiledd Fastledd Effektledd Energiledd Kilde: NVE Statistikk over nettleie i regional- og distribusjonsnettet Nivået på nettleien påvirkes av forskjeller i selskapenes nettkostnader og dermed forskjeller i inntektsrammen. Inntektsrammen til selskapene er påvirket av blant annet naturgitte forhold som klima og topografi, alder på nettet, og selskapenes kostnadsnivå sammenliknet med andre selskap. Nettselskapene har en viss frihet ved utforming av nettleien for brukerne i sitt leveringsområde. Dette fører til variasjoner i tariffstruktur mellom selskapene. Blant annet velger nettselskapene ulik fordeling av tariffinntektene fra fasteledd og energiledd for energimålte kunder. Ifølge forskrift om økonomisk og teknisk rapportering, inntektsramme for nettvirksomhet og tariffer skal kunder uten effektmåling avregnes slik at energileddet dekker marginale tapskostnader og kan i tillegg dekke en andel av de øvrige kostnader som ikke innkreves gjennom fastleddet. Vi antar at energileddet for timesmålte kunder er tilnærmet lik (estimerte) marginaltapskostnader i nettet. For de fleste energimålte kundene er energileddet i dag to til tre ganger høyere enn for de timesmålte kundene Marginaltapssatser i distribusjonsnettet Energileddet blir fastsatt i forkant, ofte for ett år om gangen, og benyttes til avregning selv om det aktuelle lastbildet og de faktiske marginale tapene varierer over tid. Forskriften kan tolkes dithen at energileddet skal utformes slik at det minst dekker de forventede gjennomsnittlige marginale tapskostnadene i nettet, men det kan også settes høyere. Normale lokale marginale tapskoeffisienter i distribusjonsnettet ligger i området 0 til 15 prosent. Noen distribusjonsnett har satt et tak på hvor høye marginaltapssatser som kan benyttes for timesmålte kunder, ofte +/- 10 eller 15 prosent. Marginaltapssatsene kan være differensiert mellom ulike perioder, men er sjelden differensiert mellom ulike punkt i nettet. Innmating og uttak har imidlertid ulike satser der det er aktuelt. Typiske kjennetegn ved de marginaltapssatsene som brukes for timesmålte kunder i dag er: - Differensiering mellom vinter/sommer- og dag/natt (i den grad det differensieres overhodet) Side 12

13 - Lik tariff i hele konsesjonsområdet for det aktuelle distribusjonsnettet - Samme tapsprosent for alle like uttakskunder innenfor nettselskapets område 2.3 Dynamiske tariffmodeller I dag betaler energimålte kunder et energiledd som er basert på en gjennomsnittsprofil for forbruket. En slik metode for å avregne enkeltkunder vil ikke belønne kunder som bruker mindre strøm enn gjennomsnittet i perioder med høy belastning og høye marginaltap i nettet. Så lenge hver enkelt kundes last ikke måles per time, vil heller ikke differensiering av energileddet mellom dag og natt belønne kunder som har en forbruksprofil som er i utakt eller motfase med gjennomsnittet i denne gruppen, eller kunder som flytter forbruk fra dag til natt. AMS gir mulighet for timesmåling og en mer dynamisk prissetting i nettet. I det følgende drøfter vi ulike varianter av dynamiske tariffer Oversikt over alternative modeller Det finnes betydelig akademisk litteratur om dynamiske tariffer. The Brattle Group gir en god oversikt om ulike dynamiske tariffer og egenskaper ved tariffene (Faruqui & Palmer, 2011). Dynamisk prising innebærer at betalingen varierer over døgnet og året for å reflektere faktiske tidsvarierende kostnader ved å levere elektrisitet. Teorien om dynamisk prising skiller oftest ikke mellom dynamiske prismodeller for strøm og nettleie. Her vil vi fokusere på hvordan modellene kan anvendes for å øke dynamikken i prisingen av nettet. De ulike modellene skiller seg først og fremst ad når det gjelder graden av dynamikk innenfor en tidsperiode. Økt dynamikk innebærer finere tidsoppløsning. Med AMS kan kundene i teorien få muligheten til å velge spotprisavtaler både for strøm og for energileddet i nettariffer, og slik at energileddet varierer i henhold til både kraftpris og marginaltapsledd time for time. Det finnes også modeller som er dynamiske i utvalgte timer, for eksempel en kritisk time med høyt forbruk. Slike modeller prøver ofte å reflektere en underliggende systemknapphet, og kan som sådan oppfattes som et slags effektledd. Figur 2.5 viser prinsippene bak noen modeller som er omtalt i litteraturen, og som har ulike dynamiske egenskaper. 2 Den ene ytterligheten er Flat rate (FR), vist i figuren øverst til venstre, der det legges til grunn en fast pris per kwh for et gitt tidsrom. Dette er den vanligste modellen for energileddet til energimålte kunder i dag, der det settes en fast pris som vanligvis gjelder for et år. FR-tariffen gir ingen incentiver til å flytte forbruk fra timer med høy belastning og høye marginaltapskostnader i nettet. For timesmålte kunder er det også vanlig med faste satser i øre/kwh, men satsene varierer ofte mellom sommer og vinter og/eller mellom natt og dag. Dette tilsvarer en såkalt Time of Usemodell (TOU) vist øverst til høyre i figuren. Dynamikken for en TOU-tariff tilsier at prisene varierer innenfor faste tidsblokker over døgnet eller året. Energileddet er satt høyere i perioder der man forventer høyere marginaltapskostnader, og lavere i perioder med forventet lavere marginaltapskostnader. For eksempel kan man ha ulike satser mellom dag og natt. TOU-tariffer gir incentiver til å flytte last fra timer med høy tariff til timer med lav tariff. Den andre ytterligheten, i form av effektive kortsiktige prissignaler, er Real Time-prising (RTP), vist i figuren nederst til høyre, der energileddet varierer med de faktiske tapskostnadene fra time til time. I teorien kan kundene få løpende informasjon om både energipris og marginaltap, og ha mulighet for å tilpasse forbruket løpende. Dette er den teoretisk optimale prismodellen. I praksis kan det være praktisk å varsle prisen en stund på forhånd (f.eks. dagen før) slik at kunden kan planlegge tilpasninger i forbruket. RTP gir incentiver til å flytte forbruk fra timer med høye marginaltapskostnader til timer med lave marginaltapskostnader. 2 I eksemplet har vi for illustrasjonens skyld lagt til grunn at de samlede marginaltapskostnadene over et gitt døgn er 120 EUR per MW, dvs. at gjennomsnittskostnaden per time er på 5 EUR/MWh. Side 13

14 Pris (EUR/MWh) Pris (EUR/MWh) Pris (EUR/MWh) Pris (EUR/MWh) THEMA-Rapport Prising av overføringskapasitet med AMS En variant av RTP er at marginaltapssatsene for en periode og for ulike tider på døgnet fastsettes på forhånd, men med avregning til løpende energipriser, slik praksis er i sentralnettstariffen. Den siste varianten som er illustrert i figuren nederst til venstre er Critical Peak-prising (CPP), der tariffen settes spesielt høyt i timer med særlig høy belastning. Hvilke timer som er definert som kritiske kan være bestemt på forhånd. Eventuelt kan det være bestemt hvor mange timer den høyere tariffen skal gjelde for, men hvilke timer det dreier seg om, avhenger av faktisk belastning i nettet. En slik prisstrategi kan f.eks. innebære at prisen gjennomgående settes forholdsvis lavt, men i perioder med høy belastning, og eventuelt knapp kapasitet, settes til et betydelig høyere nivå. CPP-prising gir da et ekstra incentiv til å redusere forbruket i de utvalgte timene. Den varianten av CPP-prising som er vist i figuren kan også oppfattes som en kombinasjon av TOUprising for marginaltapsleddet og effektprising i timer der belastningen er nær kapasitetsgrensen. Figur 2.5: Illustrativ fremstilling av fire ulike tariffmodeller over døgnet 7 Flat rate 7 Time-of-use Time Time Critical peak pricing Real time pricing Time Time Prising av marginaltapskostnader og/eller kapasitetsknapphet Den teoretisk optimale prisingen av marginaltapskostnadene tilsier RTP der satsene varierer med faktiske marginaltap og løpende kraftpriser. De øvrige variantene gir teoretisk riktige i varierende grad. Som vi har vært inne på, gir de ulike modellene også varierende signaler om kapasitetsknapphet. Figur 2.6 oppsummerer ulike modeller og plasserer dem på en dynamikkakse, dvs. i henhold til i hvilken grad prissignalene og informasjonen fra timesmåling benyttes for å differensiere betalingen. I tillegg til variantene som er omtalt over, har vi tatt med noen andre varianter som er omtalt i litteraturen. Videre har vi indikert i hvilken grad de ulike modellene priser kapasitetsknapphet. Knapphetselement vil si at tariffmodellen er utformet slik at den reflekterer kostnaden ved å øke kapasiteten i nettet. Side 14

15 Figur 2.6: Mer og mindre dynamiske tariffmodeller Veldig dynamisk Dynamikk Lite dynamisk Real time pricing (RTP) Variable peak pricing (VPP) Dynamic peak pricing (DPP) Kilde: Faruqui & Palmer (2011) Critical peak pricing (CPP) Peak time rebates (PTR) Load shedding Time-of-use (TOU) Tidsdifferensiering Tidsdifferensiering og knapphetselement Rene TOU- og RTP-tariffer reflekterer bare marginaltapskostnader. Variable Peak-prising (VPP) innebærer at energileddet reflekterer faktiske marginaltapssatser i utvalgte timer og ellers er fast. CPP-prising kan sies å innebære en grad av kapasitetsprising fordi tariffen varierer og er satt høyere enn marginaltapskostnaden i kritiske timer. Det samme gjelder Dynamic Peak-prising (DPP). I en DPP-modell er prisen for det meste fast, og øker bare i de mest kritiske timene, da med en gitt, høy faktor. Både prisøkningen og de aktuelle knapphetstimene er definert på forhånd. Peak Time Rebates (PTR) innebærer at kundene gis en forhåndsbestemt rabatt dersom de reduserer forbruket i definerte topplasttimer. Rabatten kan f.eks. tilsvare sparte kostnader for nettselskapet. Tariffer som inneholder avtaler om Load shedding (LS), eller utkoblbart forbruk, innebærer at nettselskapet gjennom avtale med hver enkelt kunde kan koble ut leveransene i dette forbrukspunktet, eventuelt deler av forbruket. Avtalene kan differensieres i forhold til varslingstid og utkoblingstid. Ved forhåndsavtalt lastutkobling kobler nettselskapet automatisk ut lavprioritert forbruk hos kunden i perioder med stor belastning i nettet og/eller i definerte knappe perioder. Felles for variantene som inneholder et knapphetselement er at det utføres ekstraordinære tiltak gjennom prissignaler eller utkobling av forbruk i timer med knapphet i systemet. Det ekstraordinære tiltaket skal gi incentiv til redusere eller flytte forbruk. Side 15

16 3 VURDERING AV ULIKE MODELLER 3.1 Vurderingskriterier Basert på egne analyser, tidligere studier og intervjuer med nettselskaper har vi gjort en prinsipiell og sammenlignende vurdering av egenskapene til de aktuelle prismodellene som er presentert i kapittel 2. Nullalternativet er dagens tariffer for uttak i distribusjonsnettet. Figur 3.1 viser elementene i en samfunnsøkonomisk vurdering av dynamiske tariffmodeller. Om det er samfunnsøkonomisk lønnsomt å ilegge dynamiske nettariffer, kommer an på om nyttevirkningene er større enn kostnadene. I vurderingen av ulike modeller tar vi ikke hensyn til konsekvensene for nettselskapenes samlede inntektsbehov og øvrige tariffer. I den videre drøftingen finner vi det hensiktsmessig å skille mellom prising av marginaltap og kapasitetsknapphet. Figur 3.1: Elementer i en samfunnsøkonomisk vurdering av dynamiske tariffmodeller Treffsikre og presise med hensyn til faktisk systembelastning Hvilke incentiver får forbrukerne til ulike typer tilpasninger? I hvilken grad tariffen den enkelte forbruker stilles overfor er basert på faktisk uttak i faktisk topplast, eller mer eller mindre grove tilnærminger Incentiver til redusert effektbelastning i stresstimer - Redusert energiforbruk og flytting av last - Overgang til andre energibærere Hvordan påvirkes nettselskapenes investeringer av nye prissignaler? Hva koster det å beregne og formidle prissignalene kundene? Tilleggsinvesteringer for å realisere kunderespons? Er signalene robuste og presise nok til at investeringer kan utsettes eller unngås. Kostnader knyttet til beregningsmetodikk, databehov, kundeoppfølging, etc. I hvilken grad forbrukerne må gjøre tilleggsinvesteringer for å kunne respondere på prissignalene. Treffsikkerhet dreier seg om i hvilken grad prissignalene reflekterer de underliggende kostnadene, og i hvilken grad hver kunde stilles overfor de kostnadene han eller hun påfører systemet. Innføring av AMS gjør det mulig å utforme mer presise priser for de kundene som i dag er energimålte. Incentiver til endret atferd: Det neste spørsmålet er om prissignalet faktisk gir incentiver til å tilpasse lasten. Det dreier seg om hvilke gevinster kundene kan realisere. Prisvariasjon betyr at man kan vinne på å flytte last fra timer med høy pris til timer med lavere pris. Men tilpasningen har også en kostnad. Transaksjonskostnader og andre barrierer kan f.eks. medføre at kundene ikke responderer på prisvariasjoner. Dersom kostnadene er høyere enn gevinsten, vil ikke kundene respondere på prissignalet. Side 16

17 Investeringer i nettet: Samfunnsøkonomisk sett er det antagelig påvirkning av investeringer i nettet som er den potensielt største gevinsten ved prissignaler som gir tilpasninger i lasten. AMSmed tilhørende timesmåling gir i seg selv bedre informasjon om den enkelte kundes lastprofil, og dersom kundene har timesavregning av strømforbruket også om hvordan og om kundene responderer på varierende priser. Spørsmålet er om ytterligere prissignaler gjennom nettleien kan gi lavere og eventuelt utsatte investeringer i nettet. Kapasitetsutvidelser i nettet baseres gjerne på lasten i såkalt dimensjonerende timer, dvs. maksimallasten i systemet. Det er derfor tariffenes påvirkning på tilpasningen i disse timene som avgjør påvirkningen på investeringene. Kostnader ved formidling av prissignaler: Eventuelle besparelser i form av reduserte investeringskostnader må veies mot eventuelle økte kostnader for nettselskapet. Mer differensierte prissignaler kan øke kostnadene ved fakturering og avregning, måling, feilretting, etc. Tilleggsinvesteringer hos kundene: Gjennom investeringer i display eller app er, grønne kontakter, avtaler med aggregatorer, o.l., kan kundene redusere transaksjonskostnadene og øke prisresponsen. Kostnadene ved slike tilleggsinvesteringer er også relevante i en samfunnsøkonomisk vurdering. 3.2 Prising av marginaltapskostnader Treffsikkerhet Presisjonen i prissignalet øker ved at man kan basere prisingen på timesbaserte kraftpriser og marginaltapsledd, og er høyest med RTP. I prinsippet er det mulig å se for seg enda finere oppløsning enn timesoppløsning, for eksempel på kvartersnivå. Jo mer prisene reflekterer løpende marginaltap og energipriser, jo mer presise er de. Øvrige varianter med ulik TOUdifferensiering vil være mindre treffsikre. Man kan også tenke seg varianter der marginaltapssatsen fastsettes for ulike perioder på forhånd, mens energileddet varierer i henhold til energikostnaden time for time. Det innebærer at man på forhånd vet hvilke timer som kan være kritiske og at man formidler mer presise prissignaler i disse timene, mens øvrige timer avregnes ut fra et på forhånd fastsatt gjennomsnittsestimat for tapssatser og/eller energipriser. Treffsikkerheten kommer da an på i hvilken grad de forhåndssatte marginaltapssatsene reflekterer faktiske marginaltapssatser i ulike timer. Dagens prissignal for energimålte kunder (energileddet) er uavhengig av marginaltapene, og ligger gjerne 2-3 ganger høyere enn de marginale tapssatsene. Siden avregningen foregår på basis av sjablonger og ikke målte verdier, får man ingen besparelse om kunden flytter forbruk fra timer til høy last til timer med lav last. Effektivitetstapet av et høyt energiledd blir ubetydelig. En begrunnelse for denne praksisen kan være fordelingshensyn. Jo høyere fastledd, jo høyere blir gjennomsnittsprisen for mindre kunder. Praksisen innebærer at forbrukere med høy last dekker en større andel av nettkostnadene enn i en modell med samme fastledd for alle kunder (eller punkter), og en presis differensiering av energileddet. Ved timesmåling og differensierte energiledd vil derimot for høye satser kunne gi uheldige tilpasninger, spesielt dersom satsene settes for høyt i timer med høy last. (Med mindre den høyere satsen er knyttet til kapasitetsbegrensninger i nettet. Det kommer vi tilbake til i neste avsnitt.) Incentiver til forbrukstilpasning RTP gir nettbrukerne incentiv til å redusere lasten i timer med høye marginaltap og høye energipriser. Slik tilpasning vil redusere tapene og gi en bedre utnyttelse av nettet. Siden marginaltapskostnaden i de fleste timer utgjør en liten del av energikostnadene, og energiprisene varierer relativt lite mellom timer i det norske systemet, blir ikke nødvendigvis prisvariasjonen så veldig stor. Tariffer som gir større variasjon mellom høy og lav last, enn det underliggende kostnadsbildet gir grunnlag for, kan gi for sterke tilpasninger. Side 17

18 Det er grunn til å tro at det er en betydelig positiv korrelasjon mellom last, marginaltap og kraftpris. Det samlede prissignalet for kunder med spotavtaler kan derfor bli betydelig. Et viktig poeng er at en dynamisk nettariff på denne måten kan støtte opp om, i stedet for å motvirke, prissignaler fra kraftmarkedet. Jo flere faste påslag, som avgifter og energiledd som ilegges per kwh, jo mindre slår variasjonen i engrosprisen gjennom til kunden i relative termer. Transaksjonskostnader tilsier at lastresponsen vil være størst når prisene er spesielt høye. Det tilsier igjen at man gjerne kan oppnå like stor forbruksrespons med enklere modeller som gir presise signaler i timer med høye priser og høy systemlast, enn med en full RTP-modell. Gevinsten ved å flytte last fra en time til en annen kommer imidlertid også an på prisen i den timen lasten flyttes til, så det er ikke helt irrelevant for forbruksresponsen hva energileddet er i lavlast. Tariffer med finere oppløsing øker kompleksiteten, og er også antagelig mest relevant for kunder som har avtale om automatisk regulering av lasten, og for kunder som også har spotavtale for kraftleveranser. Forbruksresponsen avhenger også av hvilke typer last som kobles ut, og i hvilken grad det er mulighet for å skille mellom ulike forbrukspunkter hos kunden. Treg last som varmtvannsbeholdere kan f.eks. kobles ut (for en kortere periode) uten merkbar kostnad. Andre endringer i lasten er mer sannsynlige dersom forbrukerne blir varslet på forhånd og kan planlegge tilpasninger. Det er et argument for å fastsette og formidle marginaltapssatser på forhånd. I prinsippet kan det gjøres for neste dag, for neste uke, eller for neste måned. Hvor stor kunderespons man kan få med ulike modeller, er vanskelig å si, men vil antagelig avsløres over tid. Den faktiske priselastisiteten hos kunden i en gitt situasjon vil avhenge av en rekke faktorer, bl.a. er det av stor betydning om en ser på elastisitet på kort eller lang sikt og hvor i prisbanen man befinner seg. Videre endres elastisitetene over tid, bl.a. som følge av endringer i de fysiske forutsetningene for fleksibilitet. En studie fra Møreregionen ( ) viser en temperaturkorrigert reduksjon i forbruket på 8 prosent ved 50 prosent økning i kraftprisen (Meland, Wahl, & Tjeldflåt, 2006). Responsen indikerer at priselastisiteten er relativ liten og at variabelt energiledd i distribusjonsnettet alene vil gi liten kunderespons. Investeringer i nettet Nettinvesteringer er preget av stordriftsfordeler og er sprangvise. I tillegg må nettselskapene ofte planlegge med en viss ledig kapasitet for å kunne gjennomføre vedlikehold og takle feil og mangler som oppstår, uten at det går på bekostning av en forsvarlig forsyningssikkerhet. Incentiver til å opprettholde en akseptabel forsyningssikkerhet sikres ved at selskapene ilegges en økonomisk straff tilsvarende den kostnaden som påføres kundene som ikke får levert energi (KILE-kostnad) som følge av feil i nettet (uten at det foreligger avtale om utkobling). Det innebærer at nettselskapene kan være tilbakeholdne med å stole på forbruksrespons i planleggingen av utbyggingen av nettet. Til sammen kan imidlertid timesbasert fakturering av kraftforbruket og marginaltapskostnadene påvirke forbruket og endre forbruksprofilene. Det trekker i retning av lavere last i dimensjonerende timer, og i retning av utsatte eller mer effektive investeringer i nettet. Det siste kan være verd å understreke: Investeringer i et masket nett er komplekse og det kan være flere investeringsalternativer som alle øker kapasiteten, men på litt ulike måter. Bedre informasjon om ulike kunders forbruksprofiler og prisfølsomhet kan bidra til at det blir lettere å velge riktig alternativ. Siden det er lasten i dimensjonerende timer som er viktigst for investeringer i nettet, tilsier det at alle modeller som gir korrekte prissignaler i disse timene antagelig gir god effekt. Med andre ord kan en TOU-tariff gi tilnærmet like stor effekt som full RTP. Side 18

19 Kostnader for beregning og formidling av prissignaler Beregning og formidling av varierende kraftpriser som også legges til grunn for variasjoner i energileddet, bør ikke by på ekstrakostnader. Graden av tidsoppløsning og antall punktvise beregninger for marginaltapsatsen må imidlertid vurderes ut fra hva som er hensiktsmessig. Det er et argument for å fastsette marginaltapssatsene på forhånd for en gitt periode. Tidsoppløsning må f.eks. vurderes ut fra om det virkelig er store forskjeller i marginaltapene fra time til time. NVE ser i dag at det kan være store kostnader og praktiske vanskeligheter forbundet med punktvise beregninger i distribusjonsnettet, og godtar derfor en praksis som innebærer at tapsprosenten fastsettes på bakgrunn av marginaltap i nærmeste utvekslingspunkt med overliggende nett, pluss et gjennomsnitt av de marginale tapskostnadene i det aktuelle nettområdet. For uttak i distribusjonsnettet er det derfor ikke krav om beregning av punktvise tapsprosenter for timesmålte kunder. Dagens praksis er at tapsprosenten er det samme for alle like uttakskunder innenfor nettselskapets område (NVE, 2006). Vi kan ikke se at AMS vil redusere de praktiske vanskelighetene ved detaljerte marginaltapsberegninger. Flere nettselskaper som vi har intervjuet gir også uttrykk for at kostnadene ved å utforme detaljerte marginaltapssatser er høyere enn nytten det kan tilføre. Det tilsier at det fortsatt vil være gode grunner til å bruke samme marginaltapssats i ulike soner i nettet, eventuelt i hele distribusjonsnettet. Tilleggsinvesteringer hos forbrukerne Transaksjonskostnadene kan reduseres og prisresponsen økes, gjennom ulike typer investeringer og arrangementer som f.eks. aggregator-tjenester eller ulike typer automatikk, gjerne i kombinasjon. Det er grunn til å tro at prisresponsen på varierende og svært presise prissignaler vil være større med automatisk eller avtalt utkobling/struping enn gjennom et rent prissignal. Kunder vil neppe installere tilleggsutstyr kun for å respondere på variasjoner i nettariffen, slik at kostnaden her må relateres til den samlede besparelsen kunden kan oppnå ved å respondere også på variasjoner i strømprisen. Vi har ikke kommet over informasjon som gir nærmere grunnlag for å anslå kostnadene for slike arrangementer. Oppsummering Figur 3.2 viser et sammendrag av hvordan ytterpunktene RTP-prising og TOU-prising skårer på de ulike kriteriene. Side 19

20 Figur 3.2: Vurdering av ulike marginaltapsmodeller AMS vil gi nettselskapene bedre informasjon om kundenes forbruksprofil og prisrespons uavhengig av om informasjonen benyttes til å gjøre nettprisingen mer presis. Som nevnt over, er det imidlertid grunn til å tro at et mer presist prissignal i nettet kan påvirke forbruksprofilen noe. For investeringer i nettet er det først og fremst toppbelastningen som har betydning. Dermed trengs det neppe full RTP-prising for å realisere eventuelle effektivitetsgevinster når det gjelder nettinvesteringer. Alle de dynamiske prismodellene gir mulighet til å ilegge et høyere energiledd i timer med høye tap. I denne sammenheng vil energiledd som reflekterer belastningen i faktiske høylasttimer være å foretrekke, fordi det er disse timene som er dimensjonerende for nettinvesteringer. 3.3 Prising av effektknapphet I tillegg til et mer presist energiledd, kan AMS også gi grunnlag for å innføre prissignaler for effektknapphet. Selv om sluttbrukerne stilles overfor presise (adekvate) prissignaler når det gjelder strømprisen (timesmålt spot-avtale) og marginaltapskostnadene i nettet (energileddet) som medfører at høylastforbruket reduseres, kan det før eller senere være aktuelt å utvide nettkapasiteten. Ved ytterligere prissignaler kan kapasitetsutvidelsen kanskje reduseres eller utsettes. Begge deler gir en kostnadsbesparelse. I et nett med økende last, er det antagelig mest aktuelt at et ytterligere prissignal kan gi grunnlag for å utsette investeringen (jf. Ingeberg, 2012). Spørsmålet er om det er samfunnsøkonomisk optimalt å stille sluttbrukerne overfor en slik knapphetspris (effektledd) og hvordan et slikt effektledd eventuelt kan utformes. I dette avsnittet drøfter vi effektprising som virkemiddel for å påvirke forbruket og dermed investeringene i nettet. Effektprising som virkemiddel for å fordele residuale kostnader ligger utenfor problemstillingen for dette prosjektet (se (THEMA, 2013) for en drøfting av fordelingen av residuale kostnader). Side 20

21 Treffsikkerhet og forbruksrespons En teoretisk optimal kortsiktig kapasitetstariff innebærer at tariffen bare ilegges i timer der kapasiteten faktisk er knapp og at den reflekterer marginalkostnaden ved utbygging av nettet. Prisen skal i teorien reflektere marginalkostnaden ved å utvide nettkapasiteten (se Figur 2.3) og settes til et nivå som gjør at kapasiteten akkurat utnyttes. Hensikten med tariffen er å gi et prissignal som stimulerer til lastflytting og eller tilpasninger som reduserer effektuttaket i dimensjonerende timer slik at investeringer for å utvide kapasiteten kan unngås eller utsettes. Det innebærer at tariffen bør gjelde for kundenes uttak i timer med maksimal belastning, og ikke for kundenes maksimale uttak på individuell basis. Et prissignal som gir tilpasninger av lasten i timer der kapasiteten ikke utnyttes, gir et effektivitetstap. Som nevnt tidligere er investeringer i nettet ofte sprangvise, og de er preget av stordriftsfordeler. At investeringene er sprangvise betyr at man ikke kan utvide nettkapasiteten en kw om gangen. Stordriftsfordeler tilsier at det kan være billigere å investere med en viss overkapasitet dersom man forventer at lasten vil øke ytterligere i fremtiden. Hva betyr det for fastsettelsen av en optimal effekttariff at investeringene er sprangvise? La oss helt hypotetisk anta at økt last krever en investering på minimum 1 mill.kr., og videre at investeringen gjelder 100 nettkunder og gir 1 MW økt kapasitet. (Da tar vi ikke hensyn til at det kan være fornuftig å investere i mer enn minimum kapasitetsutvidelse.) Dersom én kunde øker sitt uttak med 1 kw, øker kapasiteten med 1 MW. Etter at kapasiteten er utvidet, er marginalkostnaden for ytterligere lastøkninger null, inntil kapasiteten igjen blir knapp. Med andre ord er marginalkostnaden for kapasitetsutvidelse lik 1 mill.kr. Nåverdien av å utsette investeringen i ett år er vel kr. med 5 % kalkulasjonsrente. Med dette som utgangspunkt gir et presist prissignal en kunde med en belastning på 10 kw i makslasttimen (den dimensjonerende timen) en effektregning på kr. Ved å redusere lasten i den aktuelle timen, kan effektbetalingen reduseres med kr/kw. Det er åpenbart urealistisk, og heller ikke effektivt, å sette en kapasitetsavgift på kr/kw. Det er lett å tenke seg at kundene vil overreagere på et slikt prissignal med det resultat at kapasiteten ikke utnyttes i den aktuelle timen. En slik modell har bare teoretisk interesse. (Og vil antagelig heller ikke være mulig innenfor dagens inntektsrammeregulering uten en form for tilbakebetaling til nettkundene, selv om et negativt residualledd ikke er teoretisk utenkelig.) I stedet for å la tariffen gjelde alt uttak i topplasttimen, kan den bare gjøres gjeldende for uttak over en viss kapasitet. Den beste måten å gjøre dette på, er antagelig en ordning med abonnert effekt, der man betaler en høyere pris for uttak ut over den abonnerte effekten. (Eventuelt kan nivået det ikke betales effektledd for baseres på historisk belastning, men det kan åpne for uheldige tilpasninger.) Ordningen kan i prinsippet utformes slik at den høyere tariffen bare gjelder i timer med høy systemlast (eventuelt høy last i en definert linje eller transformatorstasjon). Det fordrer i så fall at kunden får beskjed en tid i forveien om når kapasiteten kan bli knapp eller har en avtale om struping/utkobling på gitte vilkår. Dersom tariffen gjelder generelt, vil den også kunne gi tilpasninger i timer uten kapasitetsknapphet, noe som innebærer et effektivitetstap. Siden investeringene er sprangvise, har de imidlertid egenskaper som kollektive goder (innenfor spranget ). Konsumet er ikke-ekskluderende så lenge det er ledig kapasitet. Det samfunnsøkonomiske kriteriet for at det skal være lønnsomt å utvide kapasiteten (tilby det kollektive godet) er i så fall at summen av alle kundenes betalingsvilje for økt kapasitet skal overstige kostnaden ved kapasitetsutvidelsen. Det er generelt ikke enkelt å avsløre kunders betalingsvilje for kollektive goder, og det er grunn til å tro at betalingsviljen for økt kapasitet er ulik for ulike kunder. I prinsippet burde prissignalet derfor differensieres. Setter man f.eks. kapasitetsavgiften til gjennomsnittskostnaden per kunde, dvs. 450 kr/kw i vårt eksempel, blir signalet mindre presist. Kundene får incentiv til å flytte last som er verdt mindre enn 450 kr/kw, mens last som verdsettes til 455 kr/kw av kunden ikke flyttes, og altså i prinsippet fordrer en investering på kr. Side 21

22 Prismodellen over er en parallell til rushprising i veitrafikken for å redusere eller fjerne køer. Man kan imidlertid ikke ha kø i strømnettet. Forenklet er det slik at hvis belastningen overstiger kapasitetsgrensen, bryter nettet sammen og ingen får strøm. (I virkeligheten overstiger man sikkerhetsmarginen og utsetter alle for risiko for ikke å få strøm ved utfall av en komponent.) Antar vi at summen av betalingsviljen for utvidet kapasitet er mindre enn kostnaden ved kapasitetsutvidelsen, kan det være et alternativ å innføre en variant av CPP-prising for å signalisere at man er nær eller på kapasitetsgrensen i noen definerte kritiske timer. Det kan ikke utelukkes at relativt beskjedne prisøkninger i kritiske timer kan medføre en forbruksrespons som gir grunnlag for å utsette nettinvesteringer i noen år. En slik modell fordrer imidlertid at kapasitetsprising gjøres gjeldende før kapasitetsgrensen er nådd. Man får altså et effektivitetstap dersom kundene reduserer lasten selv om kapasiteten ikke er knapp ennå. Denne kostnaden skal i prinsippet avveies mot gevinsten av at man kan utsette investeringen. Investeringen må jo gjennomføres før man når kapasitetsgrensen. Man kan tenke seg at nettselskapene implementerer slike tariffer så lenge samlet betalingsvilje ikke overstiger kostnaden ved utbyggingen. Som nevnt er det i praksis svært vanskelig å vite hvor stor den samlede betalingsviljen er. Resultater fra et prosjekt gjennomført av SINTEF Energiforsking viser at forbrukerne under gitte betingelser reduserer forbruket, eller flytter forbruket sitt fra perioder med høy pris til perioder med lav pris (Grande & Sæle, 2011). Med bakgrunn i disse resultatene har SINTEF Energiforskning beregnet et aggregert fleksibelt potensial på omtrent 670 MW i Norge til en anslått utbyggingskostnad på omtrent 2000 kr/kw/år inkludert AMS-utbygging 3. Dersom CPP-tariffen må settes høyere enn besparelsen ved å utsette investeringen, innebærer det et effektivitetstap. En høy CPP-tariff kan gi overstimulering til lastreduksjon, også i perioder der nytteverdien er null (ingen knapphet i nettet). Hvis signalet er sterkt kan CPP også gi samfunnsøkonomisk uheldige incentiver til å bytte energibærer for kunder med høy last og stort forbruk. CPP-prising vil på sikt kunne avsløre hvor prisfølsomme ulike kunder er ovenfor ekstraordinære priser. Timesbasert avregning av strømforbruk og marginaltapskostnader vil imidlertid også gi informasjon om kundenes prisfølsomhet og betalingsvilje for kapasitetsutvidelser. Signalet om kapasitetsknapphet må eventuelt gis på forhånd. Dersom uttaket bare prises i den reelle makslasttimen, og bare dersom kapasiteten faktisk er knapp, kan det gi uventede og uoversiktlige konsekvenser. F.eks. kan man tenke seg at alle flytter så mye av lasten som mulig fra topplasttimen, med det resultat at kapasitetsgrensen blir utfordret i en annen time. Incentivene blir med andre ord lett for sterke, og den ønskede effekten oppnås ikke. Det er både praktiske og fordelingsmessige utfordringer knyttet til en slik effekttariff. Det er sjelden enkelt å avgjøre hvordan kostnadene skal fordeles i maskede nett. Det kan være relativt tilfeldig hvordan effektkostnaden fordeles, og fordelingsvirkningene kan være uakseptable. Ilegging av effekttariffer ved (ventet) knapphet i nettet, kan gi svært store variasjoner i tariffstruktur mellom ulike nett. Den samlede regningen skal imidlertid ikke bli høyere økt inntekt gjennom effektledd gir lavere residualt inntektsbehov. Investeringer i nettet Det er svært usikkert i hvilken grad effekttariffer i praksis vil påvirke investeringene i nettet ut over det som oppnås ved å legge spotpriser til grunn for kraftleveranser og marginaltapskostnader. Antagelig er det nødvendig å teste effekten av slike prissignaler før kapasiteten faktisk er knapp for at det skal påvirke investeringene. Det skyldes for det første at det tar tid å planlegge og gjennomføre investeringer, og for det andre at en for knapp kapasitetsmargin kan gi betydelige 3 Til sammenligning er utbyggingskostnaden for en ekstra kw i eksisterende vannkraftstasjon omtrent 200 kr/kw/år, altså bare en tiendedel (Meland, Wahl, & Tjeldflåt, 2006). Side 22

23 KILE-kostnader samtidig som forbruket varierer i henhold til f.eks. temperaturer og variasjoner i energiprisene. Det er større sannsynlighet for at effekttariffer kan gi grunnlag for utsatte investeringer dersom tariffene kan ilegges på et føre var -grunnlag, som en abonnert effekt-modell og eventuelt i kombinasjon med automatisk utkobling. Da beveger vi oss raskt over i en form for prising som fordeler residuale kostnader enn i et prissignal som ilegges for å påvirke forbruket. Generelt er det ikke optimalt å prise bruken av kollektive goder fordi det gir underutnyttelse, og dermed et effektivitetstap. I tillegg til de praktiske utfordringene knyttet til utforming av en slik tariff, er det antagelig også samfunnsøkonomisk sett bedre å basere kapasitetsutvidelser på andre faktorer som KILE-kostnader og inntektsrammeregulering enn på kapasitetsprising i nettet. Kostnader for beregning og formidling av prissignaler Det er åpenbart fra gjennomgangen over at det er lite realistisk å implementere presise knapphetstariffer i nettet. I tillegg til utfordringene med å forsvare slike tariffer, ikke minst knyttet til fordelingsvirkningene, er det krevende å beregne hva som er den relevante marginalkostnaden for å øke kapasiteten i nettet. Det er ikke alltid en entydig sammenheng mellom en enkelt forbrukers eller gruppe av forbrukeres last, og det er neppe hensiktsmessig å differensiere effektsatsene mellom kunder og avgrensede deler i et distribusjonsnett. Dimensjoneringen i et masket nett kan avhenge av mange faktorer. En investering på ett sted i nettet som utløses av en definert lastøkning, kan gi gevinster for andre deler av nettet. I de tilfellene der det er en åpenbar sammenheng mellom én kundes last og investeringsbehov i nettet, virker det mer fornuftig å bruke anleggsbidrag. Det vil være krevende for nettselskapene å kommunisere og godtgjøre denne typen tariffer. Jo mer presise de er, jo mer vil de variere fra år til år, og ikke minst mellom nettselskaper. Utviklingen av et felles nordisk sluttbrukermarked og en leverandørsentrisk modell tilsier også at det kan være uheldig at det finnes for mange ulike tariffmodeller, særlig i den grad de har svært ulik struktur. Den mest treffsikre og presise metoden for effektrespons er forhåndsavtalt lastutkobling. Det er knyttet usikkerhet til kundeinteressen til slike løsninger og kostnaden kan være betydelig. Erfaringene fra storskalaprosjektet til SINTEF tilsier ikke uten videre at forbrukerne i massemarkedet er villige til å inngå kontrakter med utkobling av visse typer forbruk. Kostnadene ved å markedsføre, forklare og inngå kontrakter er betydelig i forhold til den enkelte forbrukers bidrag til reduksjon av energi og effekt (Meland, Wahl, & Tjeldflåt, 2006). En slik tilnærming kan være gunstig i midlertidige utbyggingsperioder der det er et stort behov for forbrukerfleksibilitet i enkelte timer. Oppsummering Oppsummert finner vi at det ikke realistisk å ilegge en presis effekttariff. En upresis tariff som påvirker tilpasningen til forbrukerne vil gi effektivitetstap, men det kan ikke utelukkes at en mild form for effektprising i noen tilfeller bidra til at investeringer kan utsettes. En tariff som ikke påvirker tilpasningen til kundene, virker som en tariff for fordeling av residuale kostnader i nettet. 3.4 Omfanget av effektknapphet Nettselskapene vi har intervjuet sier at det generelt er god driftsmargin i distribusjonsnettet, selv på kalde vinterdager med høy last. Målt maksimallast mot tilgjengelig effekt varierer mellom transformatorstasjoner. Utvidelse av ekstra kapasitet skjer sprangvis og dimensjoneringen av distribusjonsnettet varierer mellom ulike konsesjonsområder. Størst variasjon er det mellom sentrale strøk og distriktene. I praksis er det vanlig å overdimensjonere nye nettanlegg, blant annet på grunn av risikoen for å måtte grave opp deler av nettanlegg i fremtiden fordi det oppstod et større forbruk enn forventet (ECON Analyse, 2006). Side 23

24 Hovedinnvendingen mot kortsiktig effektprising er således at det på grunn av egenskaper ved nettet og distribusjonsselskapenes fokus på forsyningssikkerhet og sikkerhetsmarginer, sjelden oppstår knapphet i systemet. Man investerer stort sett i god tid, og når man først investerer, investerer man i mer effekt enn man trenger på kort sikt (sprangvise investeringer). Effektpriser som legges på toppen av energileddet fører lett til for sterke prissignaler, og dermed effektivitetstap. Det er ikke samfunnsøkonomisk optimalt å prise en knapphet som ikke er reell. Modeller som gir kontroll med forbruket, dvs. som gir rett til utkobling, er mer pålitelige fra distribusjonsselskapenes synspunkt, og kan i noen situasjoner gi en mer optimal utbygging av nettet. Slike avtaler kan på den annen side medføre større kostnader for både nettselskap og kunde. Gjennom avtale om utkobling signaliseres kundens betalingsvilje for marginal last på forhånd, og distribusjonsselskapet kan tilpasse investeringene i forvissning om at det har rett til utkobling dersom kapasiteten blir knapp i noen timer uten å pådra seg KILE-kostnader. Ett nettselskap vi har snakket med, har nevnt muligheten for å tilby installasjon av såkalt utstyr for automatisk utkobling av spesifikke uttakspunkt hos kundene, f.eks. tilkoblet varmtvannsbereder, mot gratis energileveranser til dette punktet. Kostnadene ved å innføre tariffmodeller for kortsiktig effektprising kan være betydelige i forhold til den enkelte forbrukers bidrag til reduksjon av effekt. Dette gjelder spesielt når kortsiktig effektknapphet er et relativ lite problem. 3.5 Andre vurderinger knyttet til dynamiske tariffmodeller Ved innføring av AMS vil prisen variere fra time til time og kunden blir fakturert for det faktiske forbruket. Ved å innføre mer dynamiske tariffer vil risikoen ved prisendringer i større grad ligge hos kunden. Det er i motsetning til fastpriskontrakter eller gjennomsnittpris over en periode der risikoen ligger hos kraftleverandøren og nettselskapene. Et spørsmål ved innføring av dynamiske energiledd som reflekterer varierende energikostnader er om det skal gis mulighet til å tegne fastpriskontrakter på samme måte som for kraftkjøp. Det arbeides med innføring av modeller for fellesfakturering av strøm og nettleie. NVE har nylig presisert at energilovgivningen ikke er til hinder for at nettkunder velger å overlate mottak av nettleiefakturaen til en kraftleverandør som har en annen fakturaadresse enn målepunktet. I tillegg har NVE presisert i eget brev at nettselskapet, må behandle kundens forretningsfører på lik linje med andre kunder, jfr. nøytralitetsregelverket. Videre understreker direktoratet at kraftleverandøren, med bakgrunn i nøytralitetsregelverket, har krav på å få tilsendt fakturaen på tilsvarende elektronisk format som nettselskapet allerede benytter, eksempelvis ved produksjon av sine egne e-fakturaer. Fellesfakturering må sees i sammenheng med dynamiske prissignaler og kan ha konsekvenser for hvordan kundene blir stilt overfor prissignaler. Modeller for fellesfakturering i en såkalt leverandørsentrisk modell, der det er kraftleverandøren som fakturerer for både nettleie og strøm, bør ha som utgangspunkt at prissignalene fra nettleien blir direkte videreført til kunden for at prissignalet skal opprettholdes. Risikoen for leverandørene øker isolert sett dersom dynamiske tariffmodeller får et betydelig omfang. Det kan gi hyppigere og større avvik mellom leverandørenes forventede salg til sluttkundene (som de kjøper inn på forhånd) og hva kundene faktisk bruker i driftstimen. Salg av ulike typer tjenester knyttet til dynamiske tariffer (for eksempel informasjon og styring) kan imidlertid også utgjøre nye forretningsmuligheter for leverandørene, og risikoen lar seg også håndtere gjennom innkjøpsstrategien i Elspot og andre organiserte markeder. Side 24

25 4 SAMLET VURDERING AV ALTERNATIVE MODELLER Hovedkonklusjonene fra gjennomgangen i prosjektet kan oppsummeres som følger: Energiledd AMS gir bedre informasjon og data om ulike kunders faktiske lastprofil og prisfølsomhet. Dette gir grunnlag for utforming av mer korrekte kortsiktige priser, noe som igjen kan gi bedre utnyttelse av nettet på kort sikt og mer optimal utbygging av nettet på lang sikt. Fra et samfunnsøkonomisk perspektiv bør energileddet for timesmålte kunder svare til kostnadene ved de faktiske marginaltapene i distribusjonsnettet. En modell som reflekterer variasjoner i tapsledd over tid og mellom punkter i nettet er neppe praktisk gjennomførbar. Tapsleddene bør derfor fastsettes på forhånd og kan differensieres over døgnet og mellom sesonger (Time-of-use), mens marginaltapskostnaden (energileddet) reflekterer løpende energipris (lik dagens ordning i sentralnettet). Det kan være aktuelt å utarbeide retningslinjer for hvordan marginaltapssatser skal beregnes, bl.a. hvorvidt og i hvilke tilfeller det kan defineres soner med ulik marginaltapssats. Riktigere energiledd innebærer at adgangen til å sette energileddet høyere enn marginaltapene innskrenkes i forhold til dagens praksis. På grunn av egenskapene ved nettet og kravene til forsyningssikkerhet, er det usikkert i hvilken grad dynamiske energiledd i betydelig grad vil føre til ytterligere effektivitetsgevinster i form av mer fleksibel nettutbygging. Summen av timesbaserte kraftpriser og energiledd, samt utviklingen av nye tekniske løsninger og tjenester kan imidlertid gi endringer i forbruksprofil og fleksibilitet som igjen kan gi grunnlag for utsatte og/eller reduserte nettinvesteringer. Effektprising Det er krevende å utforme effektprising på en presis og effektiv måte. Teoretisk riktige effektsatser kan bli svært høye og gi uheldige tilpasninger. Siden investeringene i nettet skjer i sprang, har kapasitetsutvidelser preg av å være kollektive goder. Investeringskriteriet for kollektive goder er at summen av konsumentenes betalingsvilje skal overstige kostnaden. Forbrukerne har imidlertid ulik betalingsvilje og det er vanskelig å avsløre denne. Prising av kollektive goder gir generelt underforbruk av godet. Det er betydelig risiko for at dynamiske effektpriser må settes svært høyt for å ha effekt på forbruket. Det kan likevel ikke utelukkes at moderate Critical Peak-tariffer kan gi besparelser i form av utsatte nettinvesteringer. Slik prising kan tillates dersom data tilsier at samlet betalingsvilje for kapasitetsutvidelser ikke overstiger kostnadene ved utvidelsen. Omfanget av effektknapphet er lite i distribusjonsnettet. Kostnadene ved å innføre tariffmodeller for kortsiktig effektprising kan derfor gi et betydelig effektivitetstap. For at effektprising skal ha betydning for nettutbyggingen, må trolig distribusjonsselskapet ha en grad av kontroll med uttaket i kritiske timer, eventuelt må prissignalet ilegges en tid i forveien for å avsløre prisrespons. Effektivitetstapet som følge av dette må veies mot gevinsten ved at nettinvesteringer eventuelt kan utsettes. En vesentlig usikkerhet når det gjelder dynamiske tariffer er hvor elastisk forbruket i realiteten er. Det er behov for ytterligere kunnskapsinnhenting før man kan konkludere. Innføring av AMS vil gi bedre informasjon om faktisk tilpasning og kostnader knyttet til forbruksrespons. Vår hovedanbefaling er derfor at tariffene bør utformes slik at de ikke gir prissignaler som fører til en dårlig utnyttelse av kapasiteten i nettet. Side 25

26 5 REFERANSER ECON Analyse (2006). Tariffering av energimålte kunder i distribusjonsnettet. Faruqui, A., & Palmer, J. (2011). Dynamic pricing and its discontents. Brattle Group. Grande, O., & Sæle, H. (2011). Demand Response From Household Customers: Experiences From a Pilot Study in Norway. IEEE TRANSACTIONS ON SMART GRID, VOL. 2, NO. 1. Ingeberg, K. (2012). Dynamiske nettariffer. Presentasjon for Energi Norge. Meland, P., Wahl, T. S., & Tjeldflåt, A. (2006). Forbrukerfleksibilitet i det norske kraftmarkedet. NVE. NVE (2006). Rundskriv EMP 2/2006. NVE. THEMA (2013). Innkreving av residuale nettkostnader med AMS. R Side 26