Håndtering av energi og effektknapphet i det norske kraftsystemet. Rapport fra en arbeidsgruppe i Energi Norge Desember 2010

Håndtering av energi og effektknapphet i det norske kraftsystemet Rapport fra en arbeidsgruppe i Energi Norge Desember 2010 1

Sammendrag Energi Norge har over tid arbeidet med ulike problemstillinger i tilknytning til kraftsystemet og kraftmarkedet. Erfaringene fra vintersesongen 2009/2010 har vært gjenstand for en rekke diskusjoner og analyser fra ulikt hold og da spesielt NVEs rapport til OED og konklusjonene fra OEDs ekspertutvalg. Energi Norge har ikke deltatt i OEDs ekspertutvalg, men har hatt to representanter i ekspertutvalgets referansegruppe. Referansegruppen har hatt to møter hvor bl. a. bransjens synspunkter har vært presentert. Ekspertgruppen eller Bye-utvalgets konklusjoner og rapport synliggjør i liten grad disse innspillene. Energi Norge har derfor utarbeidet sin egen vurdering, som et innspill til OEDs og NVEs videre arbeid med Bye-utvalgets konklusjoner og anbefalinger. Energi Norge støtter vurderingen om at markedet i hovedsak fungerer bra. De ekstreme prisutslagene vi erfarte sist vinter ble utløst av en svekket kraftbalanse pga kulde og svikt i produksjonen, og svakheter i flaskehalshåndteringen i Sverige, som ga sterkere prisutslag enn nødvendig, særlig i Midt- Norge og Nord-Norge. Bye-utvalgets rapport gir en god oversikt over hvordan kraftsystemet og markedet fungerer, men kommer med få konkrete og konstruktive forslag til hvordan det kan forbedres. Overgang til et nodeprissystem for Norge ville være et totalt brudd med de europeiske prinsippene om hvordan et kraftmarked skal organiseres. En slik endring ville innebære en helt annen organisering i Norge enn i våre naboland, og svekke effektiviteten i krafthandelen mellom landene. Nodeprising vil også gi store ulemper for aktørene, særlig når det gjelder håndtering av prisusikkerhet. Ekstreme priser og store geografiske prisforskjeller er et virkemiddel som får et system med kapasitetsbegrensninger til å henge sammen på kort sikt, men er i seg selv en ulempe. Forbrukstopper kan dempes med langt mindre prisøkning. Incentiver til ønsket lokalisering av produksjon og forbruk får vi gjennom stabile prisforskjeller mellom områder over tid. For å få stabile prisrelasjoner må områdene ha en viss minstestørrelse og være forutsigbare over tid. Kun nye investeringer i nett og produksjon og økt forbrukerfleksibilitet kan sikre et velfungerende kraftsystem uten ekstreme prisutslag over tid. Bred politisk forankring for viktige investeringer og for de politiske rammevilkårene for utbygging av overføringsnett (kabelpolicy, akseptabel forsyningssikkerhet og leveringskvalitet, samfunnsøkonomi, energipolitiske målsettinger etc.) i overføringssystemet er avgjørende for å sikre fremdriften i nødvendig nettutvikling. Statnett har gjennom den økonomiske reguleringen bedriftsøkonomiske incentiver for å redusere motkjøpskostnader gjennom utvidet bruk av prisområdemodellen for å løse midlertidige problemer. Dette er uheldig og kan føre til samfunnsøkonomiske tap. Bruk av motkjøp er i de fleste tilfelle mer hensiktsmessig for å håndtere midlertidige flaskehalser. Fastsettelse av handelskapasiteter er avgjørende for prisdannelsen i markedet. I enkelte situasjoner vil en liten økning i handelskapasitetene kunne gi store utslag i forhold til utjevning av priser over store områder. Det er derfor viktig at kapasiteten i kraftnettet utnyttes bedre. Dette kan f.eks. skje ved å forbedre beregningsmetodikken for overføringskapasitet i døgnmarkedet, at det gis bedre innsyn i hvordan systemansvarlig setter kapasitetene, og at det legges til rette for bedre kontroll- og oppfølgingsmekanismer overfor TSOenes vurderinger før kapasiteten fastsettes. Anmeldingsområdene bør følge de faktiske fysiske begrensninger i systemet og nødvendige tilpasninger fastsettes i forhold til dette. Samtidig bør en undersøke muligheten for å lage prisområdene større, med felles pris på tvers av flere anmeldingsområder. Anmeldings- og prisområdene må imidlertid være faste. NordPool Spot 2

bør snarest, sammen med de nordiske TSOene, ta initiativ til en prosess med sikte på å justere områdegrensene slik at hele det nordiske systemet fra november 2011 får en inndeling som er satt opp etter felles prinsipper. Vi har liten erfaring med bruk av intra-dag handel i Norge og likviditeten i dagens marked er relativt svak. Tiltak for å øke omsetningen og kompetansen om intra-dag markedet, herunder integrasjon av markedet mot Nederland, bør gjennomføres. For å unngå at likviditet flyttes fra døgnmarkedet til intradag markedet er det viktig med klare krav om at all produksjon skal bys inn forventningsrett i døgnmarkedet. Vi er enig i at økt forbrukerfleksibilitet er en av nøklene for å skape en bedre dynamikk i kraftmarkedet. Kraftkrevende industri har allerede gitt viktige bidrag til stabiliteten i kraftmarkedet og kan bidra med betydelig mer også i fremtiden. Det ligger videre et stort potensial i å videreutvikle markedssystemer og aktørsystemer slik at man trekker inn andre grupper av forbrukere. Dette krever systematiske tiltak fra systemoperatørene, Nord Pool Spot og myndighetene. I motsetning til Byeutvalget tror vi ikke at en slik utvikling er avhengig av nodeprising eller stadig tilbakevendende kraftkriser med ekstremt høye priser. Økt bruk av reservekraft i døgnmarkedet slik utvalget foreslår, gir uheldige incentiver, og det er derfor forbruksfleksibilitet som fortrinnsvis bør brukes til å sikre klarering på kort sikt. Vi mener videre at det bør vurderes å ta i bruk tilbudsgarantier i døgnmarkedet også fra kraftprodusenter som har mulighet til å lagre vannet. Derved vil man få økt import til de områdene med potensielt kraftunderskudd på senvinteren. Reservekraft bør bare brukes som en siste utvei for å redusere sannsynligheten for rasjonering. Systemoperatørene bør ikke være involvert på en måte som er egnet til å så tvil om deres upartiskhet. I dag håndteres reservekraften ulikt i Norden, og det er behov for en harmonisering. Fremtidig markedsdesign i Norge og Norden må ta inn over seg ønsket om en tettere markedskobling mellom land og regioner. Utformingen av norsk regelverk vil så langt som mulig måtte tilpasses den pågående utviklingen i Europa, det motsatte er etter vår oppfatning ikke et reelt alternativ. I den videre behandlingen av rapporten må hensynet til aktørenes situasjon og de praktiske sidene ved håndtering av markedene og produksjonsanleggene trekkes inn i diskusjonen. Så langt er det ikke gjort. 3

Innholdsfortegnelse 1. Innledning og bakgrunn... 5 1.1. Politiske målsettinger for energisektoren... 5 1.2. NVEs hovedkonklusjoner og forslag til videre utredninger... 5 1.3. Ekspertutvalgets mandat og konklusjoner... 6 1.4. Rammeverk og regulering i Europa... 7 2. Tilrådning fra Energi Norges arbeidsgruppe... 7 3. Effektiv markedsorganisering... 9 3.1. Hensiktsmessig infrastruktur... 10 3.1.1. Incentiver for utbygging av nettet... 10 3.1.2. Incentiver for lokalisering av forbruk og produksjon... 10 3.2. Likvide og velfungerende markedsløsninger... 11 3.2.1. Døgnmarkedet... 11 3.2.2. Intra-dag markedet... 12 3.2.3. De kortsiktige fysiske markedene... 13 3.2.4. Kontraktsmarkedene... 13 3.3. Effektiv systemdrift... 14 3.4. Flaskehalshåndtering... 14 3.4.1. Fastsettelse av anmeldings- og prisområder... 15 3.4.2. Fastsettelse av overføringskapasiteter... 16 3.5. God markedsinformasjon... 16 4. Håndtering av effekt- og energiknapphet... 16 4.1. Bruk av spesialregulering (motkjøp)... 17 4.2. Dynamiske prisområder... 17 4.3. Økt bruk av reservekraft... 18 4.3.1. Bruken av anleggene... 18 4.3.2. Virkninger på investeringer i annen produksjon... 19 4.4. Økt forbruksfleksibilitet... 19 4.4.1. Bedriftssegmentet... 20 4.4.2. Husholdningssegmentet... 20 4.5. Energiopsjoner... 21 4.6. Budgarantier i produksjon og forbruk... 21 4

1. Innledning og bakgrunn Med bakgrunn i de svært høye kraftprisene i enkelte timer i Norden vinteren 2009/2010 ba Oljeog energiministeren Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) om en rapport om vinterens kraftsituasjon. NVE konkluderte i sin rapport at det var streng kulde og utfall av svensk kjernekraft som var hovedårsakene til pristoppene. Vinterens kraftsituasjon har vist at det er behov for langsiktige tiltak, som økte investeringer i nett og produksjon. NVEs rapport fokuserer imidlertid på at det er behov for å forbedre utnyttelsen av dagens kraftsystem slik at pressede situasjoner, som de i vinter, blir håndtert med minst mulige uheldige virkninger. NVE har gjennom sin rapport foreslått flere forbedringsområder. Blant annet gjelder dette økt forbrukerfleksibilitet, bedre markedsinformasjon fra aktørene, mer effektiv bruk av overføringskapasiteten og utvidet bruk av reservekraft. NVE påpekte også et behov for en gjennomgang av krav til sikkerhetsmarginer i driften av kraftsystemet. Olje- og energidepartementet nedsatte på denne bakgrunn et ekspertutvalg. Ekspertutvalget avleverte sin rapport 30.11.2010. Energi Norge deltok ikke i ekspertutvalget, men har hatt representanter i ekspertutvalgets referansegruppe. I tillegg til dette har Energi Norge gjennom en egen arbeidsgruppe utarbeidet egne vurderinger og anbefalinger. Arbeidsgruppen har bestått av: Asbjørn Høivik, Lyse Energi Håkon Egeland, Statkraft Per Vidar Hansen, E-CO vannkraft Einar Westre, Energi Norge Hans Olav Ween, Energi Norge Petter Longva, Norsk Hydro Eirik Spildo, BKK produksjon Edvard Lauen, Agder Energi Produksjon Andrea Stengel, Energi Norge Arbeidsgruppens innspill og tilrådninger i dette arbeidet presenteres i det etterfølgende. 1.1. Politiske målsettinger for energisektoren Energiloven og senere regulering av sektoren 1 hadde følgende tre hovedmålsettinger: Sikre en samfunnsøkonomisk rasjonell utnyttelse av kraftressursene. Legge til rette for en sikker kraftforsyning. Utjevne prisene til forbrukerne. Energipolitikken er senere knyttet sterkere opp mot en ambisiøs miljøpolitikk og en økt oppmerksomhet på forsyningssikkerheten. Det er også lagt vekt på å gå inn for å trygge virksomheten i lokalsamfunn, som i stor grad er avhengig av kraftintensiv industri 2. 1.2. NVEs hovedkonklusjoner og forslag til videre utredninger I sin rapport konkluderer NVE med at det norske og nordiske kraftmarkedet i store trekk er velfungerende. Videre tilrår NVE at følgende spørsmål vurderes nærmere: Den manglende prisfølsomheten på etterspørselssiden i Nord Pools døgnmarked vurderes som den utløsende faktor for svært høye kraftpriser. Høye priser i knapphetsperioder og mekanismer som utløser prisfølsomhet fra forbrukere og kraftleverandører er derfor viktig: Nye tekniske løsninger for bedre måling og styring av forbruket, økt beredskap fra store og mellomstore forbrukere i døgnmarkedet og aggregering av etterspørselsfleksibilitet fra kraftleverandørenes kunder. 1 Energiloven med forskrifter og kommentarer, 1995, Per Conradi Andersen og Per Håkon Høisveen 2 St meld nr 29 (1998-99) Om energipolitikken 5

Regionale priser og prisforskjeller kan brukes mer aktivt til å dempe forbruket og trygge forsyningssikkerheten i påvente av større nettinvesteringer. Flere prisområder og bedre organisering av kapasitetsfastsettelsen kan bidra til å redusere svært høye kraftpriser. Prisområdeinndelingen bør vurderes nærmere, sett i sammenheng med ny områdeinndelingen i Sverige. Nettinvesteringer er nødvendig for å sikre økt fleksibilitet og tilstrekkelige marginer i driften av nettet i fremtiden. Investeringer i nett og produksjon tar imidlertid lang tid å realisere. På kort sikt mener derfor NVE at det først og fremst er bedre utnyttelse av det til en hver tid tilgjengelige kraftsystemet og lavere forbruk som kan trygge forsyningssikkerheten. Varslingsrutinene for revisjonsplanlegging og utformingen av markedsmeldingene til Nord Pool fra kjernekraftverk. Regelverket tilknyttet mobile gasskraftverk revurderes slik at anleggene også kan brukes i anstrengte driftssituasjoner med fare for utkobling av forbruk. Det bør vurderes hvorvidt alternative steder bør klargjøres for bruk av mobile reservekraftverk. NVE ser behov for å sikre at systemansvarlig har virkemidler som kan benyttes i spesielle driftsituasjoner. Nivået for forsyningssikkerhet som er samfunnsmessig rasjonelt i kraftsystemet og hvilke kriterier som bør legges til grunn for prioritering av sikker drift og langsiktig planlegging av nettinvesteringene. 1.3. Ekspertutvalgets mandat og konklusjoner OED ser behovet for å bedre utnyttelsen av dagens kraftsystem slik at pressede situasjoner i fremtiden blir håndtert med minst mulig uheldige virkninger. Utvalget skal redegjøre for hvordan den kortsiktige driften av kraftsystemet foregår og komme med forslag til forbedringer. Med utgangspunkt i NVEs rapport om vinterens kraftsituasjon, skal utvalget vurdere følgende områder: Driftskoordineringen i kraftsystemet, herunder mer effektiv bruk av overføringskapasiteten og krav til sikkerhetsmarginer i driften av kraftsystemet. Budgivningen på kraftbørsen og i regulerkraftmarkedet, herunder muligheter for bedre markedsinformasjon. Identifisere tiltak som kan bidra til økt forbrukerfleksibilitet i døgnmarkedet for kraft. Handlingsrommet for endringer bl. a. i lys av internasjonale forpliktelser og prosesser. Ekspertutvalget eller Bye-utvalget konkluderer med at systemet kan optimeres bedre ved å gi sterkere regionale prissignaler. Dette vil redusere sannsynligheten for høye priser i store områder i fremtiden. Utvalget foreslår at det startes opp et arbeid med tanke på å implementere en nodeprismodell for den norske delen av Nord Pool Spot. Utvalget ser ingen grunner til at risikostyring skulle være vanskeligere eller viktigere i kraftmarkedet enn i andre markeder. Utvalget ser heller ingen grunner til å vente økte problemer med likviditeten i markedet eller misbruk av markedsmakt i et nodeprissystem. I den grad slike problemer finnes, er de knyttet til konsentrasjon på produksjonssiden. Slike problemer er av strukturell karakter og bør etter utvalgets oppfatning møtes med langsiktige tiltak, som investeringer i produksjon og nett og tiltak som kan påvirke eierstrukturene. Timemåling og -avregning av forbruket gir etter utvalgets oppfatning et nødvendig grunnlag for høy fleksibilitet på kort sikt. De anbefaler derfor at det legges til rette for raskere innføring av timemåling og -avregning (avanserte målesystemer, AMS) for større deler av forbruket. Dersom 6

en slik innføring av ulike grunner tar tid, anbefaler utvalget at man prioriterer spesielt utsatte områder som Bergen og Midt- Norge. Utvalget anser den informasjon, som Statnett i dag gir til markedet kl 9.30 hver dag om handelskapasiteter mellom områder, som overflødig og uheldig med tanke på mulig strategisk atferd hos aktørene. Utvalget anbefaler derfor at denne informasjonen fjernes når en mer fullstendig nettmodell er integrert i Nord Pool Spot sin algoritme for markedsklarering. Utvalget konkluderer med at en større grad av detaljering i publisering av magasinfyllingstall vil gi bedre beslutningsgrunnlag for aktørene, og eliminere informasjonsfordeler enkelte selskaper måtte ha på dette punktet. Utvalget anbefaler at det settes i gang arbeid for å vurdere krav til forsyningssikkerhet, driftssikkerhet, sikkerhetsmarginer og reservekrav. Lengre perioder med N-0 drift gir etter utvalgets syn en uakseptabel driftssikkerhet, og anbefaler at tiltak iverksettes for å unngå slike situasjoner. Utvalget anbefaler en nærmere vurdering av muligheten for å ha en noe mer fleksibel håndtering av kravene til produksjonsreserver under ekstreme forhold. 1.4. Rammeverk og regulering i Europa Implementering av den tredje energilovpakken i EU tar sikte på en ytterligere integrering av det indre markedet for energi. Dette søkes gjennomført bl.a. gjennom utviklingen av et regelverk for styringen av kraftsystemet og kraftmarkedet, som også Norge er bundet av. Hovedprioriteten er kraftutveksling mellom land og felles regler for kraftnettet og -markedene. De fleste aktørene ønsker store og stabile prisområder oppdelt slik at grensene følger de strukturelle flaskehalsene, uavhengig av nasjonale grenser. Mange er svært skeptiske til flere prisområder per land, og ser heller at det er flere land per prisområde. I en europeisk kontekst vurderes den norske løsningen, med mulighet for flere små og fleksible prisområder, som ekstrem. Introduksjonen av priskobling 9. november i CWE (Central Western Europe - Tyskland, Frankrike, Belgia, Nederland og Luxemburg) og volumkobling mellom CWE og Norden fra samme dag, leder an i utviklingen av markedskobling i døgnmarkedet. Dette medfører imidlertid at endringer av inndelingen i prisområder/noder i Norge ikke bare må tas hensyn til i Nord Pools prisberegningsalgoritme, men også i den komplekse volumkoblingsalgoritmen mellom Norden og CWE. Fremtidig markedsdesign i Norge og Norden må ta inn over seg ønsket om en tettere markedskobling mellom land og regioner. Utformingen av norsk regelverk vil så langt som mulig måtte tilpasses den pågående utviklingen i Europa, det motsatte er ikke et reelt alternativ. 2. Tilrådning fra Energi Norges arbeidsgruppe De grunnleggende årsakene til de problemene vi ser i den norske delen av det nordiske kraftmarkedet, med periodevis høye priser og økende regionale prisforskjeller er en kombinasjon av manglende investeringer i nett og produksjon og dårlig utnyttelse av tilgjengelig overføringskapasitet. Ulikt regelverk for flaskehalshåndtering og reserveoppdekning i de ulike nordiske land gir et galt prisbilde og uhensiktsmessig kraftflyt. Fra november 2011 vil Sverige bli delt i fire prisområder og det vil bidra sterkt til å løse problemet. Dessuten vil det finske kjernekraftverket Olkiluoto 3 på 1600 MW bli satt i drift i løpet av 2013. Sammen med annen ny kapasitet kan dette snu opp ned på forsyningssituasjonen og prisbildet, slik at Nord- og Midt-Norge blir deler av et større overskuddsområde i Nord-Skandinavia. 7

Innføring av en ytterligere regionalisering av kraftprisene i Norge vil virke mot sin hensikt. Det vi trenger er nordisk og europeisk harmonisering og ikke det motsatte. De internasjonale erfaringene med nodeprising er dessuten ikke spesielt positive. Antallet priser gjør at en stor del av aktørene mister oversikten og greier ikke å forholde seg effektivt til dem. Det har også vist seg vanskelig å få etablert prisreferanser som gir grunnlag for en likvid finansiell handel. Dette gjør det vanskelig for aktørene å avdempe risikoen og svekker konkurransen i sluttbrukermarkedet ved at færre distributører ser seg i stand til å ta forsyningsrisikoen. I sin ytterste konsekvens kan likviditeten i det lokale markedet tørke helt opp slik at aktørene ikke får håndtert prisrisikoen. I et vannkraftdominert system vil det også gjøre fastsettelsen av vannverdier mye vanskeligere, noe som igjen vil ramme kvaliteten av den fysiske tilpasningen. I de siste ti årene har det vært tilnærmet konsensus blant aktørene i det nordiske markedet om at nettet bør bygges ut for å redusere problemet med flaskehalser. En bør bare bruke prismekanismen til å begrense flyten over strukturelle flaskehalser, dvs. flaskehalser som det ikke er mulig eller lønner seg å fjerne gjennom nettutbygging. Andre, forbigående flaskehalser bør håndteres med kjøp og salg som ikke påvirker den generelle markedsprisen (i Sverige kalles det motkjøp, i Norge spesialregulering). Etter det svenske vedtaket ligger det nå til rette for å samordne inndelingen i anmeldingsområder over landegrensene. Framover er det viktig at inndelingen i det nordiske markedet skjer etter felles nordiske prinsipper. Inndelingen i prisområder må følge de fysiske flaskehalsene, uavhengig av landegrensene. De bør være stabile over tid og endringer bør bare gjøres etter grundige konsultasjoner med aktørene og varsling i god tid før eventuelle endringer settes ut i livet. Inndelingen i prisområder må også avstemmes i forhold til de virkningene endringen vil ha for konkurranseforholdene i markedet og for kontraktsmarkedet. På denne bakgrunn vil vi også anbefale at dagens ordning med dynamiske prisområder fjernes og at flaskehalser som oppstår innenfor de definerte anmeldingsområder i tappesesongen håndteres med motkjøp. Handelskapasiteten som tildeles markedet er av avgjørende betydning for en rasjonell drift av systemet. Det er kritisk for markedseffektiviteten at systemoperatøren ikke legger inn for store marginer når de setter den kapasiteten som definerer sikker flyt i systemet. Strammere driftskriterier bidrar til at kapasiteten som tilbys markedet reduseres og det er derfor viktig at slike innstramninger er underlagt grundige analyser, som viser at nytten er større en de markedsmessige kostnader som påføres systemet. Vi vil derfor anbefale at organiseringen og gjennomføringen av kapasitetsfastsettelse gjennomgås nøye med sikte på økt transparens og bedre kontroll- og oppfølgingsmekanismer. Videre bør det vurderes å knytte ulike økonomiske incentivmekanismer til områdeprismodellen slik at systemoperatøren får reelle økonomiske incentiver til å optimalisere handelskapasiteten for markedsaktørene. Vi er skeptiske til utvalgets forslag om en større grad av detaljert publisering av magasinfyllingstall. Dette i kombinasjon med andre krav, som eksempelvis offentlig rapportering av time for time produksjon fra enkeltenheter vil eksponere verdisettingen av vannkraften og redusere konkurransen i markedene. Økt bruk av reservekraft i døgnmarkedet, slik utvalget foreslår, er prinsipielt sett uheldig. Systemoperatøren blir markedsaktør, noe som er i strid med grunnreglene i markedet. Kapitalkostnaden betales av forbrukerne og anleggene vil hindre utvikling av både alternativ produksjon og forbruksfleksibilitet. Det bør knyttes en forskriftsfestet plikt for systemansvarlig til å anskaffe nødvendig reserver på annen måte så langt dette er mulig, før reservekraft vurderes. Det er også viktig at reservekraften avvikles når nødvendige nett- og produksjonsinvesteringer er gjennomført. Bruk av negative anleggsbidrag bør vurderes som et alternativ for å sikre økt kommersiell produksjonskapasitet, som drives på ordinære markedsmessige vilkår, som et alternativ til nettutbygging og reservekraftverk. Statnett må under ingen omstendigheter gis tillatelse til å by inn kapasiteten i døgnmarkedet på kommersielle vilkår. 8

Vi støtter utvalgets anbefaling om at tiltak bør gjennomføres slik at en større del av forbruksfleksibiliteten anmeldes i døgnmarkedet. Kraftintensiv industri har gitt viktige bidrag til stabiliteten i kraftmarkedet, og det er denne industrien som raskt og på kort sikt kan bidra med mest fleksibilitet på forbrukersiden. Det ligger i tillegg et stort potensial i å videreutvikle markedssystemer og aktørsystemer slik at andre grupper av forbrukere også blir mer fleksible. Med timemåling og automatisk (fjern) styring av last vil det være lagt til rette for at husholdningskundene kan integreres sterkere i kraftmarkedet. Dette er likevel ikke nok. Det må utvikles nye tilbud i markedet dersom utrullingen av nye målere og målesystemer fra 2011/2012 skal få ønsket virkning. I motsetning til utvalget tror ikke vi at en slik utvikling er avhengig av nodeprising eller stadig tilbakevendende kraftkriser med ekstremt høye priser. For å håndtere forsyningen i mindre områder hvor det er fare for energiunderskudd og manglende bud i døgnmarkedet i løpet av en sesong, vil vi anbefale at det vurderes nærmere løsninger hvor kraftprodusenter og større forbrukere stiller garantier på visse volum på tilbudssiden til spotbørsen. En gruppe større aktører kan dermed stå som garantister over tid mot en årlig godtgjørelse for at det alltid fins tilstrekkelig tilbud til å dekke etterspørselen. 3. Effektiv markedsorganisering Internasjonalt fins det to hovedmåter å organisere kraftmarkeder på: Sonepris. Det fastsettes et antall prissoner som normalt ikke har interne flaskehalser. Flaskehalser innenfor sonene håndteres med spesialregulering. De fleste land i Europa har en ekstrem form for sonepris med bare én sone for hele landet, i stor grad uavhengig av fysiske forhold i nettet. Nodepris. Nodene i nettet har i prinsippet én pris hver. Prisene og produksjonsmønsteret optimaliseres simultant for å sikre lavest mulig produksjonskostnader med en sikker kraftflyt i nettet. Hovedidéen i et soneprissystem er at prisen i døgnmarkedet skal gi produsenter og forbrukere et felles grunnlag for kortsiktig optimalisering. Litt forenklet kan vi si at denne typen marked er effektivt når prisen er lik systemets (kortsiktige) marginalkostnad i produksjon som igjen er lik den marginale forbrukerens (kortsiktige) marginale betalingsvilje. De anleggene som på grunn av flaskehalser får produsere selv om de etter kostnadsrekkefølgen (merit order) ikke skulle ha produsert, er ikke med på å sette markedsprisen. Størrelsen på sonene er avhengig av hvor sterkt nettet er; svakt nett betyr flere og mindre soner. Systematiske variasjoner i de marginale overføringskostnadene mellom nettpunktene skal avspeiles i nett-tariffene. Dette er grunnlaget for marginaltapsbaserte uttaks- og innmatningstariffer. I et nodeprissystem avspeiler markedsprisen marginale produksjonskostnader, overføringskostnader og betalingsvilje, time for time i den enkelte node. Det er dermed umulig å skille disse komponentene fra hverandre og sjekke i praksis om tilpasningen er optimal. Nodeprissystemet er brukt i New Zealand, Victoria (Australia) og i noen stater i USA. Selv om systemet i teorien har gunstige optimaliseringsegenskaper, er ikke de praktiske erfaringene spesielt positive. Antallet priser gjør at en stor del av aktørene mister oversikten og ikke greier å forholde seg effektivt til dem. Det har også vist seg vanskelig å få etablert prisreferanser som gir grunnlag for en likvid finansiell handel. Dette gjør det vanskelig for aktørene å avdempe risikoen. I et vannkraftdominert system (for eksempel som i New Zealand) er fastsettelsen av vannverdier mye vanskeligere, noe som igjen vil ramme kvaliteten av den fysiske tilpasningen. Beregningen av vannverdier baseres på en analyse av løpende ressurssituasjon og forventning om ressurstilgang (tilsig) og markedspriser fremover. Når nettkostnaden blir en integrert del av markedsprisen, må vannverdimodellene også inkludere nett/nodeprisanalyser med alle de implikasjoner dette medfører. Det vil bl.a. kreve detaljerte magasin- og produksjonsdata i alle nærliggende noder for å få en korrekt produksjonstilpassning. Et vannkraftsystem, som i Norge, har også den 9

utfordringen at knytningen mellom nodene ikke bare er elektrisk. Vassdrag med flere kraftstasjoner i serie knytter flere noder sammen via tunneler og elver. Ikke bare geografisk, men også i tid pga. tidsforsinkelser i vannveien. Siden prisen har ulik mening i de to systemene, er det vanskelig å kombinere dem i ett og samme marked, slik utvalget foreslår. Det norske kraftsystemet har etter hvert fått så mange prissoner at en observerer mange av de ulempene som et nodeprissystem har, med sviktende likviditet i de finansielle markedene og problemer med å sette pålitelige vannverdier. Vi har derfor ikke noe annet valg enn å gå motsatt vei, i retning av en harmonisering med det europeiske systemet. 3.1. Hensiktsmessig infrastruktur 3.1.1. Incentiver for utbygging av nettet Uten en hensiktsmessig infrastruktur som knytter sammen forbrukerne med flere produsenter slik at det skapes konkurranse, har det ingen hensikt å prøve å lage et marked. Konkurranse blir det først når forbruket alternativt kan dekkes av ulike produsenter. Systemdriften stiller krav om en viss overkapasitet i nettet for å sikre avbruddsfri forsyning til forbrukerne. Selve markedsorganiseringen stiller også indirekte et krav om et sterkere nett enn det en ellers kunne greie seg med, bl.a. for å eliminere markedsdominans på produksjonssiden i deler av systemet. Etter at markedet er på plass, er det viktig å sikre gode mekanismer slik at nettet bygges ut i takt med økningene i forbruket. I en situasjon med knapphet på overføringskapasitet kan en oppdeling i prisområder kombinert med konservativ drift av systemet, i den gode hensikt å bedre forsyningssikkerheten i noen tilfeller, bidra til det motsatte og dessuten øke sannsynligheten for høye priser. For å stabilisere forsyningssituasjonen og prisene er nettinvesteringer avgjørende. Statnett har i dag gode rammebetingelser for investeringer i nett (tilnærmet avkastningsregulert). Dette er imidlertid ikke tilfelle for øvrige nettselskaper i Norge. Et virkemiddel for å forbedre incentivene for nettinvesteringer kan derfor være å styrke de økonomiske incentivene for andre nettselskaper og skape økt konkurranse om nettutbygging i Norge og mot utlandet. Videre kan det i prisområdemodellen gis incentiver til å bygge ut nett når markedskonsekvensene blir for store. Bred politisk forankring for viktige investeringer og for de politiske rammevilkårene for utbygging av overføringsnett (kabelpolicy, akseptabel forsyningssikkerhet og leveringskvalitet, samfunnsøkonomi, energipolitiske målsettinger etc.) i overføringssystemet er avgjørende for å sikre fremdriften i nødvendig nettutvikling. 3.1.2. Incentiver for lokalisering av forbruk og produksjon Hittil er det lagt til grunn at det generelt sett er billigere og lettere å bygge ut nett enn kraftproduksjon, og at beslutningene om å bygge ut nettet følger av endringer i forbruks- og produksjonsmønsteret. Framover kan vi forvente større og raskere endringer i den lokale kraftbalansen i store deler i landet bl.a. pga. strukturendringer i industrien og satsningen på vindkraft og småskala vannkraft. Sett i sammenheng med økende ledetider og økte kostnader med å bygge nettkapasitet, er denne rekkefølgen i beslutningene ikke lenger nødvendigvis hensiktsmessig. Sterkere incentiver enn dagens for å påvirke produksjons- og forbrukslokalisering vil i mange tilfeller kunne gi en rimeligere, mer miljøvennlig og ikke minst raskere løsning av regionale utfordringer med flaskehalser og knapphet på kraft. I vindkraftprosjekter er nettkostnadene en stor del av den samfunnsøkonomiske totalkostnaden, og trolig den delen som varierer mest fra prosjekt til prosjekt. Det er imidlertid bare en liten del av disse kostnadene som vises i prosjektkalkylene. Prosjekter som ligger i områder med tilgjengelig kapasitet får tildelt kapasitet så godt som kostnadsfritt etter en køordning, mens prosjekter som ligger andre steder blir nektet konsesjon. Systemet er urasjonelt på to måter. På den ene siden vil noen aktører kalkulere med for lave nettkostnader. På den 10

andre siden inviterer systemet nettselskapene til å sette en for streng grense for å unngå kostnader til oppgradering av kapasiteten. En samfunnsøkonomisk effektiv utvikling av kraftsystemet forutsetter økt bruk av anleggsbidrag. I dag blir store enkeltprosjekter på produksjons- og forbrukssiden stilt overfor krav om anleggsbidrag hvis de utløser betydelig behov for nettforsterkning. Framover bør også mindre prosjekter dele på slike kostnader. I et felles norsk-svensk sertifikatmarked bør alle aktørene ha samme kostnadsstruktur og kostnadsnivå. I Sverige dekker tilknytningsavgiften deler av kostnadene som anlegget påfører nettet, inkludert kostnader i det maskede nettet. Ved å innføre anleggsbidrag i masket nett i Norge, i tråd med NVEs forslag og en praksis i Sverige tilsvarende den norske tiårs-regelen 3, ville systemene for anleggsbidrag bli om lag de samme i begge land. Gode incentiver til en optimal lokalisering oppnår en ved å kombinere løpende energitariffer som avdekker marginalkostnaden i de ulike sentralnettpunktene med en økt bruk av anleggsbidrag for ny produksjon og nytt forbruk, inklusive negative anleggsbidrag for produksjon som reduserer behovet for nettutbygging. Imidlertid er det en betydelig svakhet at de nordiske TSOene ikke praktiserer marginaltapsprinsippet likt i tarifferingen. Mellom Norge og Sverige er det vesentlige forskjeller, mens en i Danmark og Finland ikke anvender prinsippet i det hele tatt. Dette påvirker prissettingen på Nord Pool, og kan bety at markedsprisene ikke blir satt på en optimal måte. Kraftintensiv industri ligger i de fleste tilfellene nær kraftverkene, og en nedlegging av industri vil i de fleste tilfeller medføre økt press på nettet. Det er derfor viktig å finne fram til nettariffer som bidrar til at eksisterende industri kan fortsette driften og til at ny produksjon blir lagt der det er bruk for den. De incentivene til optimal lokalisering som ligger i differensieringen av tapsleddet og i forskjellene i områdeprisingen, er svake, usikre og forbigående, og derfor ikke tilstrekkelige til å sikre en optimal lokalisering av produksjon og forbruk. I de fleste tilfeller regnes de som lite relevante for investeringsbeslutninger, særlig for store anlegg med lang levetid. Større anlegg vil også påvirke både tapsledd og områdepriser, og fjerne de incentivene som eventuelt måtte ligge der. I fastsettelsen av nivået for den residuale tariffen for produsenter og industrien, bør en ta hensyn til aktørenes konkurransesituasjon i et nordisk, europeisk og globalt markedsperspektiv. Dette er i tråd med retningslinjene for nettarifferingen som nylig er gitt av EUkommisjonen, men ikke eksplisitt nedfelt i det norske regelverket. Forskriftene bør klargjøres på dette punktet. 3.2. Likvide og velfungerende markedsløsninger 3.2.1. Døgnmarkedet Døgnmarkedet, gjennom produksjons- og forbrukssidens anmeldinger, gir et felles prissignal til den desentraliserte produksjons- og forbruksoptimaliseringen. Så lenge all fleksibilitet på begge sider bys inn i markedet, vil dette markedet avsløre den felles marginalkostnaden gjennom prisen. Døgnmarkedet skal dessuten være prisreferanse for finansielle kontrakter. Disse funksjonene (prissignalet og referanseprisen) stiller ulike og til dels motstridende krav til hvordan døgnmarkedet bør designes. Hensynet til den fysiske optimaliseringen via 3 I ti år etter ferdigstillelse av et anlegg kan en relativ del av investeringskostnadene etterkreves for nye tilknyttede kunder. 11

prissignalet trekker i retning av mange prisområder, mens hensynet til handelen trekker i retning av felles pris i større områder. I praksis må en ofte introdusere en syntetisk pris for et større område for å tilrettelegge for handel, slik som den nordiske systemprisen, men hvis avstanden mellom områdeprisene og systemprisen blir for stor, svekker dette verdien av de finansielle kontraktene som prissikringsinstrumenter. Endrede (dynamiske) prisområder, i kombinasjon med flere prisområder/noder og større avstander mellom systempris og enkelte områdepriser, vil redusere likviditeten i CfD-kontrakter 4 i verste fall vil slike kontrakter helt forsvinne. Dersom mulighetene til risikoavlastning på denne måten forsvinner fra det finansielle markedet, vil man høyst sannsynlig se en utvikling mot at det i stedet blir inngått bilaterale fysiske kontrakter referert bestemte noder i nettet. Dette vil både ta volum fra døgnmarkedet og likviditet fra det finansielle markedet. Begge deler er alvorlige og uønskede konsekvenser for utviklingen av et effektivt kraftmarked. Hvis døgnmarkedet mangler tilstrekkelig produksjon til å dekke forbruket, har vi effektknapphet, uavhengig av om det fins ubrukte produksjonsressurser eller forbrukere som er villig til å redusere forbruket. Hvis det er mulighet for ekstraomganger med bud, vil dette kunne friste til taktisk atferd. Mobilisering av alle ressurser i én budrunde er derfor av avgjørende betydning. Markedet må organiseres slik at størst mulig del av tilbud og etterspørsel legges inn i bud som avspeiler den reelle prisavhengigheten i produksjons- og forbruksbeslutningene. Dette er ikke godt nok gjennomført i dag, noe vi for eksempel ser tydelig av at regulerkraftprisene nesten alltid ligger under døgnmarkedsprisen i situasjoner med effektknapphet. 3.2.2. Intra-dag markedet Intra-dag markedet ELBAS er introdusert i Norge og gir aktørene mulighet til å handle seg i balanse nærmere driftstimen. Vi har liten erfaring med bruk av intra-dag handel i Norge og likviditeten i dagens marked er relativt liten. Tiltak bør derfor gjøres for å øke omsetningen og kompetansen om dette markedet. En utvidelse av markedet, f. eks. mot Nederland etc. vil virke i den retning. Videre er det viktig å få en harmonisering i de ulike land av aktørenes vilkår for å delta i dette markedet, for eksempel bør markedets lukke tid før aktuell time være den samme. Det er viktig å unngå at døgnmarkedet kannibaliseres ved at tilbud fra uregulerbar produksjon og etterspørsel kanaliseres over i intra-dag markedet. De prognosene en kan bruke for å by inn uregulerbar produksjon basert på vind og vann i døgnmarkedet, må avgis mellom ett og to døgn før produksjonstidspunktet og blir dermed nokså upresise. Når det er forventet sterk vind, kan det dermed være fristende å legge budene i underkant av forventningen, slik at en unngår å presse døgnmarkedsprisen unødig ned. Dagens tyske regulatorgodkjente praksis, med å holde tilbake volumer fra døgnmarkedet for å unngå negative priser, er et eksempel på dette. Her trengs det både gode regler og tett oppfølging. Det må fortsatt være et krav om at all produksjon skal bys inn forventningsrett i døgnmarkedet. En av grunnene til at intra-dag markedet er sterkt etterspurt i dag, er at tidsavstanden mellom budgivningen i døgnmarkedet og driftstimen er større enn den bør være. Av hensyn til markedskoblingen, kan dette imidlertid bare endres på europeisk nivå. En flytting av døgntiden for prisfastsettelsen vil endre arbeidstiden for alle involverte. Det mest aktuelle vil derfor være å flytte starten av driftsdøgnet til f. eks kl 18.00 på ettermiddagen. 4 CfD Contracts for Differences et finansielt sikringsprodukt for prisforskjellen mellom systempris og områdepris. 12

3.2.3. De kortsiktige fysiske markedene Hensikten med de kortsiktige fysiske markedene (Regulerkraftmarkedet, RKOM, mfl.) er i hovedsak å reservere og/eller aktivisere fleksibel produksjonskapasitet til å utbalansere endringer i tilbud og etterspørsel i forhold til volum- og prisfastsettelsen i døgnmarkedet. Balanseringen av markedet skjer i et samspill mellom systemoperatøren og markedsaktørene. Desto mer aktive aktørene er i å nullstille sine balanser, desto mindre ubalanse blir det for systemoperatørene å ta fatt i. På den andre siden er det viktig å gi incentiver som sørger for at aktørene ikke korrigerer ubalanser som er gunstige for totalen, eller at det blir brukt krefter på å flytte ubalanser mellom aktørene. Vindkraft og småskala vannkraft vil etter hvert utgjøre en stor del av kapasiteten. Siden produksjonen fra slike anlegg er uregulert bidrar den svært lite til effektoppdekningen. I lavlastperioder utgjør uregulerbar produksjon en stor andel av totalproduksjonen. Dette kan sammenfalle med stor import fra Sverige, Danmark og Nord-Tyskland. Når de frekvensstyrte regulatorene på kraftverkene (primærreserven) stadig er i bruk pga. av svingninger i uregulerbar produksjon, blir kraftsystemet mer sårbart for feil. Det trengs også mer regulerkraft (tertiærreserve) for å frigjøre primærserver og gjenskape balansen i systemet. Fremskaffelse av primærreserve i lavlastperioder påvirker prisfastsettelsen i døgnmarkedet og innbærer store kostnader for eierne av de aktuelle anleggene. Det må derfor utvikles en markedsløsning for primærreserver. I Norge er dette markedet under utvikling, men det er svært liten fremdrift i felles nordiske løsninger på dette området. 3.2.4. Kontraktsmarkedene Forward-kontrakter kan være både fysiske og finansielle. Fysiske kontrakter går direkte mellom kjøper og selger og volumene bys ikke inn på børsen. Motpartsrisikoen blir da større enn i en tilsvarende finansiell kontrakt, hvor det bare er differansen mellom børsprisen og kontraktsprisen som utveksles mellom kontraktspartene. Volumene som korresponderer med de finansielle kontraktene kjøpes og selges vanligvis over børsen i prisuavhengige bud. I forhold til prisdannelsen har de to kontraktstypene den samme virkningen. (En futures-kontrakt er en finansiell kontrakt hvor motpartsrisikoen er ytterligere redusert ved at endringer i kontraktsverdien betales mellom partene hver handle dag.) Kontraktsmarkedene skal i utgangspunktet avspeile forventede døgnmarkedspriser de nærmeste ukene, månedene og årene (med tillegg eller fradrag for en risikopremie). Disse markedene dekker behov for prissikring både for produsenter og forbrukere. Mange prisområder og store avvik mellom områdepris og systempris bidrar til å redusere likviditeten i kontraktsmarkedene. Finansielle kontrakter har ofte systempris som referansepris, og det er derfor behov for en ekstra kontrakt (såkalt CfD) for å knytte forbindelsen til prisen på faktisk levert energi (områdepris). Bruk av prisområder har innvirkning på likviditeten også i disse kontraktene, og CfD-kontraktene har hittil ikke hatt tilfredsstillende likviditet. Kontraktsmarkedene er også grunnlaget for å fastsette vannverdier, hovedkomponenten i de variable kostnadene i et vannkraftverk. Likviditeten i de finansielle markedene øker når tilliten til prissettingen i døgnmarkedet blir større og er i så måte et godt mål på kvaliteten til døgnmarkedet 5. 5 Enkelte observatører (bl.a. Europa-kommisjonen) bruker andelen av total produksjon og forbruk som er meldt som et likviditetsmål i døgnmarkedet. Totalt volum er irrelevant; hvis etterspørsel bys inn gjennom tilbydere, vil volumet gå ned uten at resultatet endrer seg. Hvis en ønsker å måle likviditet direkte i et auksjonsmarked, må en finne ut hvor stor del av den underliggende fleksibiliteten som når fram til budene, direkte eller indirekte. 13

3.3. Effektiv systemdrift Det finnes i dag ingen eksplisitte krav til nivå på forsyningssikkerheten i form av lov eller forskrift. Statnetts styre vedtok derfor i 2001 en policy for systemutnyttelse som implisitt definerer minimumskrav til forsyningssikkerhet. Siden 2001 har denne policyen blitt revurdert og justert. Statnett har konkludert med at enkelttiltak ikke bare kan begrunnes ut fra samfunnsøkonomi. Selv kompliserte modellberegninger og analyser fanger ikke opp alle sider av virkeligheten, og en ren samfunnsøkonomisk tilnærming innebærer risiko for at tiltak/behov identifiseres for sent. NVE ser også behov for å fastlegge klarere rammer for forsyningssikkerheten i kraftsystemet bl.a. pga. samfunnets økende krav til forsyningssikkerhet og Statnett utformet i 2010 en ny og strammere policy for forsyningssikkerhet, som skal gjelde både for drift og nettplanlegging. Et mer konservativt drifts- og planleggingskriterium vil redusere tilgjengelig handelskapasitet på kort sikt og medføre økt behov for motkjøp eller introduksjon av prisområder, med tilhørende prisforskjeller. Med dagens metode for fastsettelse av handelskapasiteter, kan dette føre til at døgnmarkedet tildeles så liten kapasitet at det gir effektivitetstap. Over tid vil beredskapstiltak (bemanning, reserveanlegg, etc.) og nettinvesteringer øke systemkostnadene betydelig. Vi tviler på at nytten av skjerpede kriterier står i forhold til de ulempene og kostnadene som følger av dem. Endringer i den økonomiske reguleringen av Statnett, hvor systemdriftskostnadene trekkes inn og fordeles med 40 % på faktiske kostnader og 60 % på en forhandlet normkostnad, har svekket Statnetts incentiver til å redusere systemdriftskostnadene og forsterket deres incentiver til å flytte kostnader over på andre ved bruk av prisområdemodellen (dvs. bruke minst mulig av inntekten definert av normkostnaden). Systemsikkerheten bedres ved å øke nettkapasiteten og produksjonskapasiteten, ikke ved å dele markedet opp i mindre markedsområder. Utnyttelsen av kapasiteten i systemet kan imidlertid bedres ved å endre hvordan tilgjengelig kapasitet fastsettes, herunder vurderingen av de ulike faktorene som ligger til grunn for dette. I flere sammenhenger har det vist seg at den fastsatte handelskapasiteten har vært for konservativt satt i forhold til behovet og mulighetene, dvs. lavere enn hva det fysiske systemet kan levere. Dette kan skyldes flere forhold. Systemansvarlig kan ha et ønske om å ha en unødvendig stor sikkerhetsmargin bl.a. for å redusere forventede KILEkostnader. Noen ganger legges det inn for store marginer for prognosefeil. Aktørene har i dag lite innsyn i hvordan systemansvarlig setter kapasitetene, og ønsker økt transparens og bedre kontrollog oppfølgingsmekanismer. 3.4. Flaskehalshåndtering Flyten i et vekselstrømsnett styres i hovedsak ved å påvirke produksjon, forbruk og fysikken i overføringsnettet. Flaskehalshåndteringen, enten den skjer på den ene eller andre måten, har til hensikt å redusere flyt for å unngå at nettkomponenter blir kritisk overbelastet dersom det skulle oppstå en feil, som setter en kritisk nettkomponent ut av drift (N-1 prinsippet). I en normalsituasjon er det bare unntaksvis at sikker flyt settes direkte av kapasiteten i de enkelte komponentene. Når ønsket om overføring (gjennom døgnmarkedet) overskrider de definerte sikkerhetsmarginene, skjer vanligvis ett av følgende: Flyten begrenses av markedet. Prisforskjeller mellom prissonene endrer produksjon og forbruk. 14

Flyten begrenses ved spesialregulering av produksjonen (og i noen tilfeller forbruk). Døgnmarkedsprisen påvirkes ikke. Flyten begrenses ikke (forsyningssikkerheten reduseres). I en slik situasjon blir vanligvis nettet delt opp for å redusere konsekvensene av eventuelle feil og systemvern 6 aktiveres. 3.4.1. Fastsettelse av anmeldings- og prisområder Ulik politikk i ulike land når det gjelder anmeldingsområder i døgnmarkedet er av de største hindrene for en videreutvikling av det nordiske kraftmarkedet. En oppdeling av Sverige i flere prissoner vil være et viktig skritt videre i retning av en mer hensiktsmessig kraftflyt mellom land, bedre kvaliteten på prissettingen og vil også etter hvert kunne føre til sterkere integrasjon av markedene i Norden. Blant annet vil trolig forsyningssituasjonen i Midt-Norge bedres av denne omleggingen. Sannsynligheten for ekstreme priser i Midt-Norge og Nord-Norge vil også bli redusert. En forholdsvis fin inndeling i anmeldings- og prisområder ivaretar best hensynet til den fysiske tilpasningen. Det gis da gode prissignaler og incentiver til markedsaktørene i forhold til utnyttelse av nettet og en optimal lokalisering av kraftproduksjonen og kraftforbruk. Hensynet til den finansielle handelen og aktørenes behov for å kunne prissikre produksjon og forbruk trekker i motsatt retning. I de siste ti årene har det vært tilnærmet konsensus blant aktørene i det nordiske markedet om at nettet bør bygges ut slik at en bare bruker prismekanismen til å begrense flyten over strukturelle flaskehalser, dvs. flaskehalser som det ikke er mulig eller lønner seg å fjerne gjennom nettutbygging. Andre, forbigående flaskehalser bør håndteres med kjøp og salg som ikke påvirker den generelle markedsprisen (i Sverige kalles det motkjøp, i Norge spesialregulering). Etter det svenske vedtaket ligger det nå til rette for å samordne inndelingen i anmeldingsområder over landegrensene. Framover er det viktig at inndelingen i anmeldingsområder i det nordiske markedet skjer etter felles nordiske prinsipper og regler og at vedtak om og kunngjøring av endringer koordineres mellom alle deltakende land. Prismekanismen kan brukes til å tilpasse produksjon og forbruk på en effektiv måte til den overføringskapasiteten som settes. Noen hevder at det er nødvendig å ha prissoner og ulik markedspris for å få kraften til å flyte til underskuddsområder. Dette er etter vår vurdering i beste fall en overforenkling. Hvis den grunnleggende balansen mellom produksjon og forbruk er på plass for hele markedet og det ikke er flaskehalser i nettet, vil kraften helt uavhengig av pris prøve å flyte fra overskudds- til underskuddsområde. Vannkraftverk er generelt sett ikke lokalisert nær de effektkrevende forbrukerne. I et vannkraftdominert marked vil det dessuten være en høy samlet effektinstallasjon og store variasjoner i tilsigs- og prisbildet fra år til år. Det vil derfor ofte være ulønnsomt å bygge nok overføringskapasitet til at vannkraftprodusentene når som helst kan produsere for fullt. En vil da samtidig gi incentiver til å utvikle og levere effekt nær forbruksområdene gjennom en mer dynamisk prisstruktur over døgnet der. Ved etablering av prisområder må inndelingen følge de fysiske flaskehalsene, uavhengig av landegrensene. Det er viktig med stabilitet i områdeinndelingen og endringer bør bare gjøres etter grundige konsultasjoner med aktørene og med varsling i god tid før eventuelle endringer settes ut i livet. Inndelingen i prisområder må også avstemmes i forhold til de virkningene endringen vil ha for konkurranseforholdene i markedet og for kontraktsmarkedet. 6 Automatisk utkobling av produksjon eller forbruk for å forhindre utkontrollert utfall ved feil I systemet. 15

3.4.2. Fastsettelse av overføringskapasiteter I Norden brukes NTC-systemet (Net Transfer Capacity) for å sette kapasiteten mellom soner (og i kritiske snitt innenfor sonene). Kapasitet fastsettes og kommuniseres før markedet åpner basert på beregninger av sikker flyt. Her inngår erfaringstall for hvordan produksjonen og forbruket fordeles i ulike sesonger, på ulike deler av døgnet, osv. Det er kritisk for markedseffektiviteten at systemoperatøren ikke legger inn for store sikkerhetsmarginer når de setter kapasiteten og definerer sikker flyt i systemet. Motkjøp kan benyttes som et virkemiddel i denne sammenhengen. I den europeiske markedsdesignen er det et prinsippvedtak om bruk av en annen metode (Flow-Based Capacity). Her fastsettes tilgjengelig kapasitet i en algoritme simultant med markedsklareringen. Denne metoden gir en mer presis fastsettelse av tilgjengelig kapasitet hvis en tilfører markedsalgoritmen tilstrekkelig informasjon om lokaliseringen av produksjonen. En må da ha en finere inndeling i anmeldingsområder og dessuten bruttoanmelding, slik at produksjon og forbruk anmeldes hver for seg. Det diskuteres og eksperimenteres også med løsninger der prisene beregnes for områder som er større enn anmeldingsområdene. 3.5. God markedsinformasjon Markedsinformasjon 7 (UMM) knyttet til utilgjengelig produksjon (effekt >100 MW) gir åpenhet i markedet, men kravet til rapportering for små volumer medfører at antall meldinger og endringer hindrer oversikt over relevante data og kvalitet i ageringen. Særlig gjelder dette for vannkraftproduksjon hvor ikke brukt vann lar seg magasinere. Mange start- og stoppforløp kan medføre unødvendig mange markedsmeldinger ettersom avbrutt start ( bomstart ) kan medføre kortsiktig utilgjengelighet, særlig med dagens frist på 1 time for markedsmelding. Planlagt ute tid for vannkraft ved vedlikehold legges til tidspunkt der det har lav eller ingen kostnad. Dette medfører at UMM informasjon har mindre verdi en for annen produksjon, hvor tapt produksjon er tapt inntekt (kjernekraft og fossil kraft). Rapportering 8 av faktisk produksjon time for time for regulerbar produksjon (som vannkraft fra magasin) vil kunne eksponere verdisetting av vannkraft og redusere konkurranseelementet i markedene. Redusert konkurranse mellom produsentene av vannkraft er ikke ønskelig. Et alternativ kan være å publisere verdi for tilbudt brutto effekt for høyest pris time for time til Nord Pool Spot. Ved netto anmelding (produksjon og forbruk) må det vise brutto produksjon ved høyeste pris. Dette vil gi åpenhet om hvor mye produksjon som er tilgjengelig til en hver tid. Kravet til UMM bør da kunne økes til 200 MW. 4. Håndtering av effekt- og energiknapphet Enhver knapphetssituasjon vil kunne oppfattes som en mangel på nettkapasitet som er så stor at forsyningssikkerheten i et område settes i fare. Dette avsnittet behandler både generelle prinsipper for hvordan slike situasjoner kan unngås og hvordan flaskehalshåndteringen kan gjennomføres i praksis når en slik situasjon har oppstått. I en energikrise er det antatt at produksjonsressursene i systemet (eller et mindre område) over en tidsperiode (sesong) ikke kan dekke etterspørselen. I en effektkrise er det vanskelig å få til klarering i døgnmarkedet (momentan balanse) ved topplast uansett pris. En energikrise kan en 7 Disclosure Guidelines for Urgent Market Messages 8 ERGEG Draft Commitology Guidelines on Fundamental Electricity Data Transparency 16

derfor si er en varslet effektkrise: Det er en risiko for at det ikke fins nok energi til å sikre tilgangen ved topplast hele sesongen. I Forskrift om systemansvaret i kraftsystemet er ikke effekt- eller energiknapphet definert. Selv 22a (Svært anstrengte kraftsituasjoner) mangler en klargjøring om en sikter til energi- eller effektknapphet. I 5, andre ledd er det klargjort at systemansvarlig normalt skal fastsette separate elspotområder ved forventet energiknapphet i et avgrenset geografisk område. Hensiktsmessigheten til en slik regel er drøftet nedenfor. 4.1. Bruk av spesialregulering (motkjøp) Motkjøp er et effektivt og sikkert virkemiddel for å håndtere flaskehalser som ikke er av strukturell karakter. Spesielt vil det være et egnet virkemiddel for å håndtere flaskehalser som oppstår pga. revisjoner av overføringsanlegg. Dagens motkjøpsordning i Norge er som nevnt knyttet til spesialregulering i RK-markedet. Motkjøpskostnadene fastsettes således i et likvid og velfungerende marked. I områder hvor likviditeten av nettmessige hensyn er redusert er det i regelverket bakt inn reguleringer for å håndtere evt. uheldig utøvelse av markedsmakt. Ved lokal effektknapphet vil det være vanskelig å dekke behovet i visse timer uten å overskride importkapasiteten inn til området. Hvis dette området ikke er sammenfallende med et prisområde, vil en på vanlig måte, hvis mulig, bruke spesialregulering for å hindre at kraftflyten overstiger sikker kapasitetsutnyttelse av linjene inn mot området. Hvis dette ikke er mulig, har en ofte ikke andre virkemidler å ty til, og en må overskride kapasiteten og redusere forsyningssikkerheten. I en typisk lokal energiknapphetssituasjon vil det være så lite vann i magasinene i området at myndighetene og aktørene er bekymret for kraftforsyningen i vårknipa. I en slik situasjon er det viktig at importkapasiteten utnyttes fullt ut og at det spares mest mulig på magasinvannet. Hvis flaskehalsen ikke sammenfaller med en prisområdegrense, risikerer en å måtte bruke spesialregulering både for å hindre at kapasiteten overskrides og til å sørge for at den blir utnyttet fullt ut. Det kan bli kostbart over tid. I dagens regelverk er det en grense for de samlede kostnader for spesialregulering på 20 millioner kroner i et enkeltområde før en skal gå over til å bruke prisområde. Det foreligger ingen analyse for hvor stor en slik grense bør være, og det er vanskelig å begrunne en slik grense i det hele tatt. For det første reduseres ikke de samfunnsøkonomiske kostnadene ved å innføre prisområder; det skjer bare en omfordeling mellom aktørene i markedet. For det andre skilles det ikke mellom store og små underskuddsområder. 4.2. Dynamiske prisområder I nodeprissystemer og i systemer med små anmeldingsområder er det vanlig å innføre en syntetisk prisreferanse, enten ved å beregne prisen slik den ville ha vært uten flaskehalser, slik som den nordiske systemprisen, eller ved å beregne et vektet gjennomsnitt. Dette kan være vellykket så lenge avvikene mellom områdeprisene og prisreferansen for de finansielle kontraktene er små og/eller sporadiske, og basisrisikoen 9 dermed er liten. Hvis nettkapasiteten ikke er tilstrekkelig, og en prøver å håndtere flaskehalsene gjennom en oppdeling i anmeldingsområder, vil likviditeten splittes opp og flyttes til de enkelte prisområder, eller i verste fall forsvinne helt. De finansielle kontraktene mister relevans som risikostyringsverktøy, og de ulike aktørene påføres uforutsigbare kostnader gjennom prisen. Dette fører også til svekkelse i konkurransen i sluttbrukermarkedet ved at færre distributører ser seg i stand til å ta forsyningsrisikoen. I sin ytterste 9 Basisrisikoen er den delen av prisrisikoen aktørene ikke får sikret gjennom tilgjengelige finansielle kontrakter. 17

konsekvens kan likviditeten i det lokale markedet tørke helt opp slik at aktørene ikke får håndtert prisrisikoen. Endringer i prisområdene skaper også andre problemer for aktørene. De fleste mangler statistikk og modeller som gir relevant beslutningsunderlag, og kostnadene ved å skaffe seg det er betydelige. Vannverdikalkylene baserer seg på et komplett bilde av prisforventningene inklusive spredning og korrelasjonen med tilsig. Et nytt prisområde vil mangle relevant prishistorikk, og det vil være usikkerhet knyttet til eventuell utnyttelse av markedsmakt. Økt usikkerhet og økt informasjonsasymmetri vil generelt tendere til å gjøre atferden mer kortsiktig, og at utfordringene med knapp effekt- eller energibalanse ikke håndteres så effektivt av markedsaktørene og systemansvarlig som en ellers kunne ha forutsatt. Hvis en gjør et område med fare for forsyningsknapphet til et eget anmeldingsområde, vil dette tiltaket i seg selv bidra til å synliggjøre knappheten, noe som vil løfte prisforventningene. Produsentene vil da heve prisbudene/prisnivået i budene sine for å holde tilbake vann. Prisøkninger vil redusere importbehovet pga. lavere kraftforbruk og eventuelt økt tilgang fra fyrte kraftverk. For at tiltaket skal virke etter hensikten, dvs. redusere sannsynligheten for knapphet, må det imidlertid også gi høyere magasinnivåer og høyere produksjonsevne i vårknipa. Produsentene i området må altså tro at prisnivåene framover vil stige ytterligere. Hvis de ikke forventer høyere priser vil ikke anmeldingsområdet ha noen virkning på magasindisponeringen innenfor området. 4.3. Økt bruk av reservekraft I et kraftsystem er det behov for en eller annen form for reserve ved bortfall av overføringskapasitet eller større produksjonsenheter. For vannkraftdominerte systemer, slik som det norske, trengs det også ulike virkemidler for å dekke energi- og effektknapphet i tørre år, vanligvis gjennom import av kraft fra utvidet brukstid i kraftverk, som i normale år har en brukstid på noen tusen timer i året (finsk, dansk og tysk kullkondens) eller fra gamle varmekraftverk med lav virkningsgrad, som det normalt sett ikke er økonomisk å kjøre i det hele tatt (svensk oljekondens). I Norge er det også bygd gasskraftverk (2x150 MW) introdusert for å redusere faren for rasjonering av kraft. I de tidligere diskusjonene og prosessen frem til dagens tiltak (informasjon/- kampanjer, energiopsjoner i forbruk og mobile gasskraftverk) for å håndtere svært anstrengte kraftsituasjoner (SAKS), lå det klare føringer på at tiltakene i minst mulig grad skulle påvirke prisdannelsen i markedet og fremtidige investeringsincentiver. De ulike tiltakene var gitt en klar prioritering i forhold til rekkefølge, og var knyttet opp til kraftsituasjoner med forventet manglende energioppdekning og ønske om å unngå rasjonering. Hovedkriteriet for bruk av reservekraftverkene ble konkretisert til at sannsynligheten for rasjonering skulle være større enn 50 %. Kraftsituasjonen sist vinter (2009/2010) viste at det også i ulike situasjoner kan bli effektknapphet pga. feil i komponenter. Dette dannet grunnlaget for at Statnett søkte NVE om tillatelse til utvidet bruk av reservekraft, slik at disse anleggene også kunne benyttes i effektknapphetssituasjoner. NVE ga tillatelse til dette og vurderer nå å gjøre denne tillatelsen permanent. 4.3.1. Bruken av anleggene Betingelsene for bruk av reservekraftverk i Norge er ikke tydelig definert og spesielt ikke hvordan anleggene skal prissettes i markedet (enten det gjelder energiproduksjon eller effekt). Mekanismene rundt dette vil være avgjørende i forhold til i hvilken grad disse anleggene vil virke inn på markedet og fremtidige investeringsincentiver. Reservekraft bør ikke etableres eller fases inn på nettet før alle andre markedsmessige virkemidler er tatt i bruk. SAKS-virkemidlene skal iht. St.meld. 18 (2003-2004) ikke benyttes primært som et prisreduserende tiltak. Dette innebærer at reservekraft ikke skal fases inn når andre ordinære virkemidler er tilgjengelig. Det bør knyttes en forskriftsfestet plikt for systemansvarlig til å anskaffe nødvendig reserver på annen måte så langt det er mulig, før reserve- 18

kraft vurderes. Når andre ressurser ikke lenger er tilgjengelig kan det som et alternativ åpnes for utvidet bruk av reservekraft. Behovet for dette bør imidlertid dokumenteres grundig og godkjennes av NVE. Det er også viktig at reservekraften er midlertidig og avvikles når nødvendige nettinvesteringer er gjennomført. Dessuten bør bruk av negative anleggsbidrag vurderes som et alternativ for å sikre økt kommersiell produksjonskapasitet som drives på ordinære markedsmessige vilkår, som et alternativ til nettutbygging og reservekraftverk. 4.3.2. Virkninger på investeringer i annen produksjon Reservekraft er svært kostbart. Investeringskostnadene for anleggene som er etablert (2x150 MW) var ca. 2,3 mrd. kr. I tillegg kommer årlige drifts- og vedlikeholdskostnader. Introduksjon av nye reservekraftverk bør ikke svekke investeringsincentivene i nett og produksjon med mindre dette påviselig er samfunnsøkonomisk lønnsomt. Virkemidlene bør heller ikke i seg selv generere behovet for ytterligere administrative tiltak. Økt bruk av reservekraft vil innebære betydelige økte kostnader for sentralnettets kunder. Trolig vil det i større grad enn tidligere påvirke prisdannelsen og aktørenes adferd i døgnmarkedet, regulerkraftmarkedet og regulerkraftopsjonsmarkedet. Videre kan det svekke incentivene til investeringer i nett og effektkapasitet i produksjonsapparatet. En løsning der Statnett både er nettmonopolist og myndighetsutøver og som i økende grad også blir markedsaktør, vil være uheldig både for markedet og tilliten til systemoperatørens nøytralitet. Reservekraft kan, avhengig av prinsippene som legges til grunn for aktivering, virke prisdempende når denne settes i drift og fases inn i systemet. Tidligere har NVE og Statnett vurdert det slik at kriteriene for bruk av reservekraft i liten grad vil påvirker magasindisponeringen og prissettingen i markedet. På dette grunnlag har de også konkludert med at markedsaktørenes investeringsbeslutninger heller ikke påvirkes. Økte volumer og endrede brukskriterier, som åpner for økt bruk, også i effektknapphetssituasjoner eller ved feil i kraftsystemet, vil trolig påvirke aktørenes incentiver til å holde tilbake vann. Dagens mekanisme i Sverige og Finland gir alle aktører en uheldig mulighet for å manipulere markedet. Systemoperatørene blir markedsaktører dersom de setter prisen i reservekraftbudene, slik Bye-utvalget foreslår. Dette er uheldig og bør unngås. Dersom Statnett tillates å bruke reservekraftanleggene i døgnmarkedet vil de stå i veien for utvikling av ny produksjon og forbruksfleksibilitet. Hvis døgnmarkedet trenger reservekraft for å få klarering, bør den derfor anskaffes på nordisk nivå. Den bør leies inn fra markedet og driftes kommersielt av markedsaktører etter detaljerte og offentlig kjente forhåndsavtaler. Systemoperatørene bør ikke være involvert på en måte som er egnet til å så tvil om deres upartiskhet. 4.4. Økt forbruksfleksibilitet Forbruksfleksibilitet er en viktig forutsetning for et velfungerende marked. Forbrukerne har en klar interesse av at markedet stabiliseres, men i dag bys store deler av forbruket prisuavhengig, inn i døgnmarkedet, hvilket innebærer at evt. forbruksfleksibilitet ikke inngår i prisdannelsen. Vinteren 2009/2010 så vi en forbedring i prisresponsen hos forbrukere fra hendelse til hendelse. Dette viser at potensialet er betydelig. Utfordringen er imidlertid at forbrukerresponsen kommer etter at prisene i døgnmarkedet er satt. Når forbruksreduksjonene så kommer i ettertid, skapes det ubalanse i markedet og behov for nedregulering. Når slike situasjoner først inntreffer er det en utfordring å få sluttbrukerne til å analysere situasjonen og fatte beslutninger raskt nok. Desto mindre kunder, desto vanskeligere er gjennomføringen. Det er derfor et stort behov for å legge til rette og utvikle beredskapsplaner og operativ beredskap dersom forbrukerfleksibilitet skal utløses. 19

For å realisere potensialet i forbrukerfleksibilitet og tilby dette til markedet, vil det være behov for investeringer i installasjon av utstyr, bestillerkompetanse og markedsforståelse. Bedrifter og husholdninger vil måtte foreta en økonomisk avveining i forhold til kostnader og forventet avkastning av investeringen. 4.4.1. Bedriftssegmentet De fleste bedrifter bør ha en sterk økonomisk egeninteresse av at kraftsystemet er intakt og at prisene holdes på et moderat nivå. Store deler av bedriftsforbruket har imidlertid en svak bevissthet om hvordan de kan redusere forbruket når prisen er eller forventes å bli høye, og om hvordan de kan spare/tjene penger på å redusere forbruket i gitte situasjoner. Dette kan ha flere grunner: De tekniske løsningene er ikke tilrettelagt for å variere energibruk og produksjon på kort sikt. Det er for liten kunnskap om prosessene og risikoen for driftsforstyrrelser ved rask oppog nedkjøring av bedriftens produksjon. Bedriftsinterne incentivsystemer belønner ofte stabil og høy produksjon. Dagens kontrakts- og forsyningsarrangementer gir for dårlige incentiver til fleksibilitet hos bedriftene. Små bedrifter har i dag få muligheter for å spare/tjene penger ved å opptre fleksibelt i forhold til kraftmarkedet: De har hver for seg for lite forbruk til at det er bryet verdt å passe på i forhold til sjeldne hendelser. De mangler en egnet teknisk løsning (forbruksmåling med timesoppløsning, automatikk, fjernstyrte brytere, etc.). De mangler kompetanse til å vite hvordan systemet skal drives for å kunne redusere forbruket på kort varsel og spare/tjene penger på det. 4.4.2. Husholdningssegmentet En fremtidig utnyttelse av forbruksfleksibiliteten i husholdningssegmentet vil være den foretrukne måten å sikre markedsklarering i anstrengte markedssituasjoner. Det er et betydelig potensial (som er vanskelig tilgjengelig i dag) for fleksibelt forbruk i husholdningene. Avsavnsverdien 10 for den første delen av husholdningenes forbruk vil i de aller fleste tilfelle være relativt lav. Ved innføring av timemåling og automatisk (fjern) styring av last vil det være regulatorisk og teknologisk lagt til rette for at husholdningskundene kan integreres i kraftmarkedet, slik at priselastisiteten i forbruket kan bidra til markedsklarering. Det ligger allerede i dag til rette for at et betydelig antall forbrukere kan omfattes av et slikt system. Dersom utrullingen av nye målere og målesystemer starter etter planen 2011/2012, vil et økende antall kunder kunne ta del i markedet direkte. Selv om dagens økonomiske drivere er beskjedne og det fleksible bidraget fra forbrukssiden sannsynligvis vil være av relativt begrenset størrelse i mange år framover, viser erfaringene at det i de fleste tilfeller kun er marginale markedsendringer som skal til for å oppnå markedsklarering, med betydelig positive konsekvenser for prisdannelsen. 10 Avsavnsverdi er den økonomiske verdien av ulempen en kraftforbruker opplever ved å redusere sitt forbruk. 20