Energiledd målsetting og videre utvikling Christina Sepúlveda Seksjon for prising av nettjenester, NVE Oslo 31. mai 2007
Hvorfor energiledd? Et grunnleggende prinsipp for optimal ressursanvendelse er at den marginale kostnaden ved å frembringe et gode skal være lik kjøpers betalingsvilje for godet for konsum. I en overføringsnett uten kapasitetsbegrensninger vil den eneste kostnaden brukeren påfører nettet ved å ta ut en ekstra kwh, være nettapet. Endringen i nettapet er et uttrykk for de marginale kostnadene ved bruken av nettet. 2
Mål ved fastsettelse av energiledd Gi incentiver til aktørene om optimal bruk av nettet på kort sikt Jo mer presise priser gir mer effektiv bruk Høyere tidsoppløsning mer presise priser Gi relevante lokaliserings- og investeringssignaler Reflektere geografiske forskjeller 3
Nodeprising - den ideelle løsningen Prisene i hvert enkelt utvekslingspunkt settes som summen av: Spotpris (t) +Faktisk marginal kostnad (t) +Ev. kapasitetsavgift (t) = Nodepris (t) 4 Punktbaserte marginale kostnader er ikke en målbar, men en beregnet størrelse => behov for datagrunnlag, lastmodeller og beregningsmodeller
Dagens beregning av tapssatser i sentralnettet - prognose Statnett lager en prognose for det nordiske kraftmarkedet en uke fremover i tid Etablering av representative lastflytscenarier Differensiering for to tidsavsnitt - dag og natt/helg Beregning av marginaltapssatser for alle utvekslingspunkt i sentralnettet Administrativt tak på +/- 10 pst 5
Alternativ modell faktisk lastflyt Beregne marginale tapsprosenter etterskuddsvis basert på faktisk lastflyt Samme beregningsmodell som i dag kun datagrunnlaget som er annerledes Beregnede marginale tap per punkt gjøres (fortløpende) tilgjengelig på internett Faktiske satser benyttes til avregning 6
Beregning av marginale tapprosenter basert på faktisk lastflyt Etterberegnet marginaltap time 24-03 på grunnlag av faktisk lastflyt Mandag kl 24:00 24 1 2 3.... 7 % 8 % 6 % 5 %.... time % 7
Fordeler og ulemper Mer presise signaler om tapsforholdene i nettet Bedre tilpasning reduserte nettap For mange aktører har mer eller mindre presise signaler ingen betydning for tilpasningen Ingen begrunnelse for ikke å ha så effektive signaler som mulig Aktørenes egen agering gir ev. utslag i satsene og i det økonomiske oppgjøret Store aktører kan påvirke tapet vil ønske å redusere egne kostnader reduserte nettap 8
Fordeler og ulemper (forts.) Unngår glatting av faktiske marginale tap Tapsforholdene i ekstremsituasjoner synliggjøres ikke i dag Ønskelig at aktørene mottar så presise signaler som mulig også i ekstremsituasjoner Dagens begrunnelse for tak på +/- 10 pst er prognoseusikkerhet Lettere å videreføre samme modell til underliggende nett/harmonisering i Norden 9
Prisen fastsettes i etterkant Må prisen fastsettes i forkant for at aktørene skal kunne tilpasse seg? Nei, men tidsperspektivet helt vesentlig forskjell på etterberegning 1-24 timer og 1-12 måneder etter driftstimen Aktørene lager egne prognoser om neste periodes (neste døgn) marginale tapsprosenter inklusive konsekvenser av egen agering 10
Aktørenes prognoser ved tapprosenter basert på faktisk lastflyt Beregnet marginaltap time 24-03 på grunnlag av faktisk lastflyt Mandag kl 23:00 23 24 1 2 3.... time 7 % 8 % 6 % 5 %.... % Tirsdag kl 10:00 -anmelder for klarering i elspot onsdag Aktørens benytter siste døgns tapssatser for anmelding time 24-03 24 1 2 3.... 7 % 8 % 6 % 5 %.... time % 11
Aktørenes prognoser ved tapprosenter basert på faktisk lastflyt (2) Beregnet marginaltap time 24-03 på grunnlag av faktisk lastflyt Mandag kl 23:00 23 24 1 2 3.... time 7 % 8 % 6 % 5 %.... % Tirsdag kl 10:00 -anmelder for klarering i elspot onsdag Aktøren tror det blir kaldere og lager egen prognose for tapssatser for anmelding time 24-03 24 1 2 3.... 8 % 9 % 7 % 6 %.... time % 12
Administrative fordeler Ikke behov for å modellere aktørenes agering Ikke behov for å etablerer representative lastflytscenarier Ikke behov for å tilpasse etablering av lastflyt for å ivareta spesielle hendelser dette vil være kjent informasjon i markedet og håndteres av aktørene 13
Mulig ulemper for den enkelte aktør Kostbart å lage prognoser for hver enkelt aktør Mindre forutsigbare kostnader for aktørene knyttet til energileddet Asymmetrisk informasjon urimelig(?) fordel for store aktører Mulig å utøve markedsmakt? 14
Videre arbeid Videreføring til regionalnett Administrative kostnader Konsekvenser for aktørene Uavklarte problemstillinger 15