Prisstrategi 2014-2018 Bakgrunnsnotat: Fastleddet for innmating

Prisstrategi 2014-2018 Bakgrunnsnotat: Fastleddet for innmating September 2012

INNHOLD 1 INNLEDNING...3 2 PRINSIPIELT OM UTFORMINGEN AV FASTLEDDET...4 2.1 Samfunnsøkonomisk effektivitet... 4 2.2 Kriterier for vurdering av fastleddet for innmating... 4 2.2.1 Konsekvenser av tariffer i en lukket økonomi... 4 2.2.2 Konsekvenser av tariffer i en åpen økonomi... 4 3 HVOR HØYT BØR FASTLEDDET FOR INNMATING VÆRE?...7 3.1 Konsekvenser av økt fastledd på kort sikt... 7 3.2 Konsekvenser av økt fastledd på lang sikt... 8 3.3 Forholdet mellom energileddet og fastleddet... 11 4 KONKLUSJONER... 13 VEDLEGG: REGULATORISKE FØRINGER PÅ TARIFFENE... 14 Side 2

1 INNLEDNING De neste 5-10 årene vil kostnadene i sentralnettet mer enn dobles. Krav til forsyningssikkerhet og utbygging av fornybar kraft krever ny overføringskapasitet internt i Norge og til utlandet. Kostnadene i sentralnettet dekkes av brukerne gjennom tariffer for innmating og uttak, samt flaskehalsinntekter fra mellomlandsforbindelsene. Statnetts prisstrategi er det sentrale verktøyet for å oppnå en samfunnsøkonomisk effektiv inndekning av sentralnettets inntektsbehov, i tråd med energilovens formål og Statnetts vedtekter. Statnett skal høsten 2012 vedta ny prisstrategi for perioden 2014-2018. Den gjeldende prisstrategien for perioden 2010-2012 ble vedtatt i 2009, og ble senere forlenget med ett år for å komme i fase med den nye ordningen for tariffering av regionalnett som blir innført fra 2014. Statnett har tidligere presentert forslag til ny prisstrategi for perioden 2013-2017. I juni 2012 ble forslag til prisstrategi for 2014-2018 behandlet i Statnetts styre og presentert for representanter for kundene i sentralnettet. Forslaget har følgende hovedtrekk: Innmatingstariffen bør økes vesentlig, med omtrent 1 øre/kwh. Også produksjon har nytte av nettinvesteringene og bør derfor være med på å betale for investeringene. Dette er viktig for å få aksept for neste generasjon sentralnett. Det legges opp til en økning til 1,2 øre/kwh i denne omgang. Statnett vil arbeide videre for å løfte taket på innmatingstariffen som er satt av EU. Rabatten til KII videreføres. Samtidig opprettholdes også en samlokaliseringsrabatt for forbruk nær produksjon. For energileddet anbefaler vi å benytte områdepriser isteden for systempris, da det vil gi riktigere prissignaler. De ulike elementene i det foreliggende forslaget til prisstrategi er analysert i flere dokumenter utarbeidet av Statnett og andre parter, og har vært gjenstand for bred debatt mellom Statnett og brukerne. 1 Statnett er blitt bedt av sentralnettskundene om å utdype en del av vurderingene omkring innmatingstariffen og konsekvensene av et økt fastledd for investeringer i ny fornybar kraftproduksjon i Norge og Sverige, særlig i lys av det norsk-svenske markedet for elsertifikater. Tema for dette notatet er derfor følgende: Hvilke samfunnsøkonomiske konsekvenser har Statnetts forslag om å øke det faste leddet i innmatingstariffen? Hovedtemaet er fastleddet. Vi berører imidlertid energileddet kort for å kunne vurdere det faste leddet i et helhetlig perspektiv, med vekt på sammenhengen mellom samlede tariffkostnader og incentivene til å investere i norsk og svensk fornybar kraftproduksjon. En eventuell systemtariff drøftes ikke. Notatet har følgende innhold: I kapittel 2 beskrives de grunnleggende prinsippene for Statnetts prisstrategi. I kapittel 3 drøftes de samfunnsøkonomiske konsekvensene av fastleddet for innmating på kort sikt og lang sikt, med vekt på investeringene i det norsk-svenske elsertifikatmarkedet. I kapittel 4 oppsummeres konklusjonene. Mer detaljerte beskrivelser av de regulatoriske føringene på tariffene i EU og Norge er plassert i vedlegg. Som et underlag til dette notatet har Sweco, på oppdrag av Statnett, utarbeidet en rapport om innmatingstariffer i regionalnettet i Sverige (Inmatningstariffer på regionnätet i Sverige. En rapport til Statnett. 26. September 2012). 1 Foreliggende og tidligere forslag samt underlagsrapporter, presentasjoner og høringsuttalelser kan lastes ned fra http://www.statnett.no/no/kraftsystemet/tariffer-og-avtaler/prisstrategi/. Side 3

2 PRINSIPIELT OM UTFORMINGEN AV FASTLEDDET I dette kapitlet presenteres målene med prisstrategien slik de er avledet av Statnetts vedtekter og energilovens formål, samt hvordan Statnett evaluerer fastleddet i prisstrategien med vekt på behovet for harmonisering. 2.1 Samfunnsøkonomisk effektivitet Statnetts vedtekter sier at foretaket skal ha ansvar for en samfunnsøkonomisk rasjonell drift og utvikling av det sentrale overføringsnettet for kraft. Av dette følger det at det overordnede målet med Statnetts prisstrategi er samfunnsøkonomisk effektivitet. Tariffene skal bidra til en optimal tilpasning av forbruk og produksjon, både på kort og lang sikt. Det betyr i praksis: At tariffer som gir prissignaler skal reflektere henførbare kostnader i kraftsystemet. Dette omfatter både kortsiktige og langsiktige marginalkostnader i nettet. At tariffer som skal dekke sentralnettets inntektsbehov skal virke mest mulig nøytralt på forbruk og produksjon av kraft på kort og lang sikt. Statnett evaluerer tariffenes samfunnsøkonomiske egenskaper isolert sett, det vil si at rammevilkår utenom kraftmarkedsdesign tas som gitt. Det er for eksempel en klar sammenheng mellom den samfunnsøkonomiske konsekvensen av tariffer på den ene siden og bruken av prisområder på den andre siden, og da er det nødvendig å vurdere slike forhold i sammenheng. Skatter og avgifter, valutakurser, rentenivåer med mer er derimot eksempler på utenforliggende rammevilkår som ikke vektlegges i Statnetts vurderinger. Av hensyn til samfunnsøkonomisk effektivitet er grunnlaget for fastleddet for innmating definert som gjennomsnittlig historisk energiproduksjon, ikke installert eller maksimal effekt. Begrunnelsen er at effektbaserte fastledd for innmating gir uheldige incentiver til å investere i produksjonskapasitet og fornybar kraft, sammenlignet med energibaserte tariffer. Hovedspørsmålet vi står overfor nå, er derfor nivået på fastleddet for innmating. Dette spørsmålet har to sider: Hvor mye bør produksjon betale relativt til forbruk? Hvor mye bør produksjon i Norge betale relativt til andre land? Vi kommer tilbake til nivået på fastleddet i neste kapittel, men drøfter her innledningsvis noen prinsipielle forhold knyttet til vurderingen av nivået på fastleddet for innmating. 2.2 Kriterier for vurdering av fastleddet for innmating 2.2.1 Konsekvenser av tariffer i en lukket økonomi I en lukket økonomi er det irrelevant om nettkostnadene dekkes inn via faste ledd for innmating eller forbruk, forutsatt at tariffnivået er felles for alle produksjonsteknologier og at tariffgrunnlaget ikke virker vridende på investerings- eller driftsbeslutningene. 2 Fordelingen av fastleddet påvirker verken drifts- eller investeringsbeslutningene. Årsaken er at både forbrukere og produsenter tar hensyn til tariffkostnaden i sin tilpasning. Det vil si at etterspørsels- eller tilbudskurven endres som følge av tariffkostnadene pr. kwh. Effekten på nettobetalingene fra ulike markedsaktører er den samme uansett hvem som betaler tariffen. Hvorvidt markedsprisen stiger like mye som tariffen, avhenger av helningen på tilbuds- og etterspørselskurvene. Dersom etterspørselen er helt uelastisk (reagerer ikke på prisendringer), vil effekten på markedsprisen være lik nivået på tariffen. I en lukket økonomi spiller det derfor ingen rolle om nettets inntektsbehov (de faste leddene) dekkes av produsenter eller forbrukere. 2.2.2 Konsekvenser av tariffer i en åpen økonomi I en åpen økonomi kan konsekvensene av tariffer bli annerledes enn i en lukket økonomi. Når bare noen av produsentene øker sine bud, vil ikke lenger markedsprisen nødvendigvis øke tilsvarende. Det betyr at 2 For eksempel vil tariffer på gjennomsnittlig energiproduksjon gi samfunnsøkonomisk riktigere incentiver til å investere i effektkapasitet og fornybar kraftproduksjon enn tariffer på installert eller maksimal effekt. Side 4

nivået på det faste leddet i innmatingstariffen påvirker investeringene og eventuelt driftsbeslutningene. Tilsvarende kan industribedrifter som konkurrerer internasjonalt velge å lokalisere seg andre steder som følge av høye tariffkostnader. I en åpen økonomi er det derfor viktig å analysere konsekvensene av tariffer for handelen med kraft mellom landene og investeringsbeslutningene på lang sikt. Overføringsbegrensninger mellom landene er viktig for graden av konkurranse mellom produsenter i ulike land, både på kort og lang sikt. Dersom overføringskapasiteten mellom to land er liten, vil produsentene i hvert av landene i betydelig grad kunne overvelte tariffkostnadene i de lokale prisene. Forskjeller i tariffer mellom land med liten overføringskapasitet vil derfor ha liten samfunnsøkonomisk betydning. Dersom overføringskapasiteten er stor, er derimot tarifforskjeller potensielt viktige og det kan være samfunnsøkonomisk ineffektivt at tariffene ikke er harmoniserte. Norge er en del av et større regionalt kraftmarked som blant annet omfatter Sverige, Danmark, Finland, de baltiske statene, Nederland, Tyskland og Polen (landene som omfattes av Nord Pool Spot eller som det nordiske markedsområdet har direkte forbindelse til). 3 I tillegg planlegger Statnett å knytte Norge direkte til det britiske markedet via NSN (North Sea Network) innen 2020. Konsekvensene av Statnetts prisstrategi må derfor vurderes i lys av konsekvensene for handelen med kraft mellom Norge og andre land, samt lokaliseringen av ny kraftproduksjon. Nedenfor drøfter vi spørsmålene a) når er det ønskelig fra et samfunnsøkonomisk perspektiv å harmonisere tariffene og b) hvilke land det i så fall er særlig viktig å harmonisere mot. Vi ønsker imidlertid å understreke at harmonisering ikke er et selvstendig mål, men et virkemiddel. Formålet med prisstrategien er samfunnsøkonomisk effektivitet. Når bør vi harmonisere tariffene? Forskjeller i henførbare kostnader skal kunne gi opphav til forskjellige tariffer. Dersom eksempelvis marginale tap er større ved innmating eller uttak i (deler av) det norske nettet enn det svenske, medfører det et samfunnsøkonomisk tap dersom norske produsenter og forbrukere ikke stilles overfor de fulle kostnadene de påfører systemet. Det samme gjelder i den motsatte retningen dersom tapene er lavere i Norge. Det er ikke ønskelig å harmonisere tariffene mellom Norge og andre land dersom det innebærer at vi må innføre et system som er dårligere samfunnsøkonomisk sett. Det er i utgangspunktet samfunnsøkonomisk riktig at norske aktører må betale for kostnader de påfører systemet, selv om konkurrenter i andre land slipper å betale for tilsvarende kostnader. Det kan prinsipielt tenkes at harmonisering likevel er fornuftig dersom manglende tilpasning av norske tariffer gir samfunnsøkonomiske tap, for eksempel knyttet til lokalisering av investeringer i ny produksjon. Det norsk-svenske elsertifikatmarkedet gjør denne diskusjonen særlig relevant. Om vi harmoniserer ett element (for eksempel ved å endre det norske energileddet til svensk modell) for å påvirke investeringsbeslutningene og på den måten svekker effektiviteten i det norske systemet isolert sett, må kostnadene ved den reduserte effektiviteten i Norge veies opp mot gevinsten ved harmonisering. For Norge isolert sett er det ikke ønskelig å innføre et dårligere system, men for Norge og Sverige kan det på visse vilkår være det dersom gevinsten overstiger kostnadene. Det er et empirisk spørsmål om nytten av harmonisering for Sverige og Norge samlet sett oppveier kostnadene ved redusert effektivitet i det norske systemet isolert sett. Dersom Sverige har et samfunnsøkonomisk dårligere system enn Norge, vil imidlertid vår primære strategi være å søke å få endret svensk praksis i stedet for ensidig tilpasning til et dårligere system. Det er fra et samfunnsøkonomisk perspektiv uproblematisk å innføre eller opprettholde nasjonale forskjeller i tariffer som ikke gir opphav til samfunnsøkonomiske tap. Behovet for å tilpasse norske tariffer til andre land må vurderes på grunnlag av konkrete empiriske vurderinger av risikoen for tap ved manglende harmonisering. Hvem bør vi harmonisere mot? Spørsmålet om hvem vi bør harmonisere mot, avhenger av flere forhold. Overføringskapasiteten mellom Norge og andre land er en sentral faktor. Jo større flaskehalser, desto større muligheter har norske produsenter til å velte tariffkostnader over i prisene, og desto mindre er de samfunnsøkonomiske kostnadene knyttet til feilinvesteringer i produksjon ved eventuell manglende harmonisering. Dette tilsier at 3 I tillegg har vi direkte og indirekte forbindelse til Russland. Handelen med Russland er imidlertid organisert institusjonelt på en helt annen måte enn de andre landene vi handler med, slik at tariffene er lite relevante i den forbindelse. Side 5

forholdet til Sverige er det viktigste å vurdere, ettersom overføringskapasiteten mellom de to landene er betydelig (prisdannelsen er i stor grad felles). I tillegg til overføringskapasiteten er den underliggende etterspørselen etter investeringer spesielt viktig. Her er Sverige i en særstilling på grunn av det norsk-svenske elsertifikatmarkedet. Fram mot 2020 skal det bygges ut 26,4 TWh ny fornybar kraftproduksjon i Norge og Sverige totalt sett. Formålet med elsertifikatmarkedet er å stimulere til kostnadseffektiv utbygging av den målsatte mengden ny produksjon. I den forbindelse kan tariffer spille en rolle for lokaliseringen av ny produksjon samt konkurransen mellom ulike teknologier. Vi forventer et kraftoverskudd i Norden som tilsier at det ikke vil være etterspørsel etter investeringer i Norge utover hva som kommer som følge av sertifikatmarkedet. Harmonisering med tariffer mot andre land enn Sverige av hensyn til investeringer blir derfor mindre viktig i prisstrategiperioden 2014-2018. Vi ser med andre ord at det er svenske tariffer som det er viktigst å harmonisere mot. Konsekvensene av innmatingstariffen for investeringene i det norsk-svenske elsertifikatmarkedet drøftes derfor spesielt i neste kapittel. Side 6

3 HVOR HØYT BØR FASTLEDDET FOR INNMATING VÆRE? Vi konkluderte i forrige kapittel med at behovet for harmonisering må vurderes ut fra et konkret samfunnsøkonomisk perspektiv. I dette kapitlet drøfter vi konsekvensene av et økt fastledd for innmating på kort og lang sikt, med vekt på investeringene utløst av det norsk-svenske markedet for elsertifikater. 3.1 Konsekvenser av økt fastledd på kort sikt Kortsiktig marginalkostnad øker mindre enn tarifføkning Fastleddet for innmating er basert på gjennomsnittlig historisk energiproduksjon over en tiårsperiode, med to års etterslep. For nye kraftverk baseres tariffgrunnlaget på forventet middelproduksjon de første to driftsårene. Fra og med tredje kalenderår benyttes historisk produksjon. Statnett foreslår å videreføre avregningsgrunnlaget for fastleddet som i dag. Ettersom fastleddet er basert på gjennomsnittlig energiproduksjon, vil det påvirke marginalkostnaden for produksjon. Høyere produksjon i dag vil ikke påvirke fastleddet direkte, men vil gi økt avregningsgrunnlag i framtiden. For en produsent av elvekraft, vindkraft eller termisk kraft er derfor spørsmålet hvor mye de framtidige kostnadene til tariffleddet øker med dersom produsenten velger å produsere 1 kwh i dag (i stedet for ikke å produsere). Med gjeldende regler vil en økning i produksjon med 1 kwh i dag øke avregningsgrunnlaget med 0,1 kwh i en periode på 10 år, fra og med år 2 etter produksjonstidspunktet (gitt to års tidsetterslep som i dagens avregningsgrunnlag). Med en diskonteringsrente på 7-8 prosent reelt før skatt tilsier 1 øre/kwh i økt fastledd en økning på om lag 0,6 øre/kwh i kortsiktig marginalkostnad. For produsenter av regulerbar vannkraft er spørsmålet hvordan de framtidige kostnadene til fastleddet påvirkes av å produsere 1 kwh i dag i stedet for på et senere tidspunkt. Kostnaden knyttet til fastleddet ved å produsere i dag vil være høyere enn ved å produsere senere. Det skyldes at avregningsgrunnlaget øker på et senere tidspunkt ved å utsette produksjonen (lavere nåverdi). Konsekvenser av økt kortsiktig marginalkostnad for ulike teknologier Uregulerbar vannkraft (elvekraft) og vindkraft har i praksis marginalkostnader nær null når vi ser bort fra tariffer (kortsiktig marginalkostnad ved produksjon må ikke forveksles med variable kostnader pr. kwh som kan omfatte drifts- og vedlikeholdskostnader som i liten eller ingen grad er knyttet direkte til den løpende produksjonen). Ved markedspriser over 2-3 øre/kwh (når vi ser bort fra energileddet, som utgjør en samfunnsøkonomisk kostnad det er ønskelig å inkludere i marginalkostnaden) vil driftsbeslutningene til disse produksjonstypene ikke påvirkes av et økt fastledd. Regulerbar vannkraft produserer ut fra vannverdi, det vil si alternativverdien av å lagre vann og produsere på et annet tidspunkt (med mindre magasinet er fullt og det ikke er mulig å lagre vannet til senere). Alternativverdien av vannet bestemmes i stor grad av marginale produksjonskostnader i termiske kraftverk i det nordiske kraftmarkedet. Bare i tilfeller med fulle magasiner og/eller høye tilsig på kort sikt vil det være aktuelt å styre produksjonen ut fra kortsiktig marginalkostnad. Resonnementet blir da tilsvarende som for uregulerbar vannkraft og vindkraft ovenfor. Det er bare i timene med svært lave markedspriser og null alternativverdi av vannet at fastleddet kan tenkes å ha noen effekt. Merk at vi har forutsatt at fastleddet ikke varierer over tid. Tidsvariable tariffer, som marginaltapsleddet, kan påvirke vannverdien. Slik fastleddet er foreslått utformet, vil det imidlertid være konstant. For gasskraft og eventuelt biokraft er marginalkostnadene ved å produsere vesentlig høyere. Avviket mellom markedspriser og produksjonskostnader er derfor vesentlig mindre, og det er større risiko for at et økt fastledd vil påvirke produksjonsbeslutningene. Ettersom fastleddet pr. forutsetning ikke reflekterer henførbare kostnader i nettet, kan fastleddet medføre et samfunnsøkonomisk tap (det vil si for alle tariffnivåer større enn null). Den praktiske relevansen er likevel liten. Gasskraftverket på Kårstø er allerede i dag lite lønnsomt og står store deler av tiden. Dette vil trolig være situasjonen i flere år framover, gitt dagens forventede priser på gass og kraft. Gasskraftverket på Mongstad er et kraftvarmeverk som er tett integrert med oljeraffineriet samme sted, og kjøres etter hva Statnett erfarer ut fra raffineriets varmebehov og ikke markedsprisen på kraft. Nye investeringer i gasskraft i Norge synes å være lite aktuelle, både gitt de generelle markedsforholdene og innføringen av elsertifikatmarkedet. Biokraft (eller annen kraftvarme) er en lite aktuell teknologi i Norge på 5-10 års sikt, utenom enkeltprosjekter av beskjeden størrelse. I sum vil fastleddet for innmating bare påvirke produksjonen i timer med svært lave markedspriser. Dette vil imidlertid gjelde en svært liten andel av tiden. I de aktuelle timene vil dessuten det samfunnsøkonomiske tapet være oppad begrenset til markedsprisen på kraft. Side 7

Et høyere fastledd for innmating har på denne måten en neglisjerbar virkning på produksjonsbeslutningene. Statnetts vurdering er at en økning i fastleddet for alle praktiske formål vil gi null samfunnsøkonomiske tap som følge av feil produksjonsbeslutninger på kort sikt. 3.2 Konsekvenser av økt fastledd på lang sikt Fastleddet for innmating kan også ha konsekvenser for incentivene til å investere i ny kraftproduksjon, det vil si virkninger på lang sikt. Som argumentert for i avsnitt 2.2.2, er det forholdet til de svenske tariffene som er desidert viktigst for den kommende prisstrategiperioden. Vi drøfter derfor investeringsincentivene innenfor rammen av et felles norsk-svensk sertifikatmarked. Generelt om sertifikatmarkedet Norge og Sverige har med virkning fra 1. januar 2012 etablert et felles marked for elsertifikater for fornybar kraftproduksjon. Sertifikatmarkedet er et sentralt virkemiddel for å oppfylle de to landenes nasjonale mål i henhold til EUs fornybardirektiv, med en konkret målsetning om å realisere 26,4 TWh ny fornybar kraft innen 2020. Salg av elsertifikater skal gi tilstrekkelig støtte til at det lønner seg å investere i fornybar kraftproduksjon. Den fundamentale mekanismen i sertifikatmarkedet er at sertifikatberettigede anlegg som oppfyller kravene i lovverket med tilhørende forskrift, får utstedt ett sertifikat per megawattime kraftproduksjon. Fornybar kraftproduksjon som starter produksjon etter at markedet for elsertifikater har trådt i kraft, har rett til å få tildelt elsertifikater i 15 år. Sertifikatene selges til sluttbrukerselskapene, som er pliktige til å kjøpe et visst antall sertifikater. Mengden sertifikater fastsettes på grunnlag av en lovfestet andel av leverandørens samlede salg til sertifikatpliktige sluttbrukere (i all hovedsak alminnelig forsyning). Prisen på sertifikater bestemmer sammen med kraftprisen inntekten til produsenten. I prinsippet vil det marginale prosjektet som akkurat oppfyller sertifikatmålet, bestemme prisen. På den måten sikres at de billigste prosjektene bygges ut, gitt tilgang på nettkapasitet og konsesjoner. Kriteriene for rett til elsertifikater bygger på prinsippet om teknologinøytralitet, men sertifikater skal i utgangspunktet kun utstedes til teknologier som er inkludert i EUs fornybardirektiv. Fastledd og prisdannelsen i sertifikatmarkedet For å forstå konsekvensene av et økt norsk fastledd for innmating, må vi se på konsekvensene i sertifikatmarkedet. Badekardiagrammet nedenfor er en prinsippskisse, men viser de viktigste mekanismene bak prisdannelsen og samspillet mellom sertifikatpriser, investeringer og fastleddet i innmatingstariffen. Tilbudet av fornybar kraft i Norge vises fra venstre til høyre i figuren, mens tilbudet i Sverige vises fra høyre til venstre. Avstanden mellom de to vertikale aksene er lik det samlete målet for ny produksjonskapasitet, dvs 26,4 TWh. Fordelingen av utbyggingen bestemmes av skjæringspunktet mellom de to kurvene, det vil si der hvor langsiktig marginalkostnad ved utbygging er lik i de to landene. Summen av utbyggingen svarer til 26,4 TWh. 4 Før fastleddet for innmating tas hensyn til, er sertifikatprisen Pu og fordelingen av sertifikatkraft Xn (Norge) og Xs (Sverige). Det gir sertifikatprisen Pu. Når fastleddet legges på kostnadene i begge land, stiger sertifikatprisen til Pm. Figuren viser at tariffkostnadene overveltes i sertifikatprisen, og at tariffene i begge land vil ha betydning for prisene og utbyggingen. 4 I praksis er bildet mer komplisert, blant annet som følge av konsesjonssystemet, tilgangen på nettkapasitet og at enkelte investorer tilsynelatende velger å bygge ut relativt dyre prosjekter (for eksempel er E.ON i ferd med å bygge en offshore vindpark i Sverige som skal komme i drift i 2013, som åpenbart har vesentlig høyere kostnader enn landbaserte prosjekter). Resonnementet i figuren er likevel gyldig for alle de prosjektene som bygges ut i henhold til rene bedriftsøkonomiske kriterier. Side 8

Figur 1: Prinsippskisse av prisdannelsen i sertifikatmarkedet med og uten fastledd Tilbudskurve Sverige med fastledd Tilbudskurve Sverige uten fastledd Tilbudskurve Norge med fastledd Tilbudskurve Norge uten fastledd Pm Sertifikatpris med fastledd Pu Sertifikatpris uten fastledd Xn Utbygging Norge Xs Utbygging Sverige Slik vi har tegnet figuren, er fordelingen av utbyggingen den samme før og etter fastleddet. Det er ønskelig fordi man da har den samfunnsøkonomisk effektive sammensetningen av prosjekter. Årsaken til at fordelingen er lik, er at innmatingstariffen er lik for de marginale prosjektene i hvert av de to landene. Hadde derimot de to innmatingstariffene vært svært ulike for de marginale prosjektene, ville man fått en annen fordeling. Dersom for eksempel den svenske tariffen var vesentlig lavere enn den norske, ville man fått en forskyvning bort fra den optimale fordelingen med flere investeringer i Sverige. Svenske innmatingstariffer 26,4 TWh Mens det norske fastleddet er likt, uavhengig av nettnivå og lokalisering, varierer de svenske fastleddene med disse parameterne. Videre er de svenske tariffene regnet ut fra effekt og ikke energiproduksjon. Det innebærer at tariffen målt i øre/kwh avhenger av driftstid på vindkraften. De nordligste områdene har de høyeste tariffene for tilknytning i sentralnettet i Sverige, fra 1,2 øre/kwh (SEK) og opp til 1,8 for et kraftverk med installert effekt på 100 MW. Tariffnivåene i Sverige er hentet fra en rapport utarbeidet av Sweco for Statnett. Tariffene for sentralnettet er imidlertid ikke den eneste viktige faktoren. Sweco regner i sin analyse med at vindkraftparker over 100 MW kan knyttes til sentralnettet, mens vindkraftparker over 25-30 MW typisk vil knyttes til regionalnettet. Det betyr at regionalnettstariffen vil være den mest relevante for mange av de aktuelle prosjektene i Sverige. Som Swecos analyser viser, er tariffene ved tilknytning av vindkraft i regionalnettet minimum i underkant av dobbelt så høye som sentralnettstariffen generelt. I de to nordligste prisområdene betyr det innmatingskostnader på minimum 2,8 øre/kwh (SEK). Det er for øvrig en sterk sammenheng mellom nivået på energiavgiften og effektavgiften i sentralnettet. Områdene i nord har høyest marginaltap (og dermed høyest energiavgift) og høyest effektavgift, mens prosjektene i sør får lavere tariffer. Prosjektene i sør har imidlertid gjerne dårligere vindforhold enn prosjektene i nord. Det betyr at kostnadsøkningen på grunn av tariffer tenderer til å være relativt sett størst for de beste svenske prosjektene. Det kan også nevnes at Svenska Kraftnät med virkning fra 2012 har økt andelen av de faste leddene (effektavgiften) som betales av produksjon fra 25 til 30 prosent. Økningen begrunnes med at kostnadene øker som følge av investeringer i sentralnettet som først og fremst er til nytte for produsentene. Side 9

Potensialet for ny fornybar kraftproduksjon Vind, biomasse og vann er de viktigste fornybare energikildene til kraftproduksjon i det svensk-norske markedet for elsertifikater. De tre teknologiene skiller seg fra hverandre med hensyn til potensialer og kostnader ifølge informasjon Statnett har samlet fra flere kilder (herunder THEMA og Sweco): Vannkraftpotensialet er betydelig i Norge og mer begrenset i Sverige. Forskjellige analyser Statnett er kjent med, tyder på en utbygging på godt under 1 TWh i Sverige fram mot 2020, mens det i Norge kan være snakk om 5-10 TWh avhengig av blant annet konsesjoner og tilgang på overføringskapasitet på ulike nettnivåer. Småskala vannkraft under 10 MW utgjør en stor del av potensialet, men det finnes også flere aktuelle storskala prosjekter som kan bidra med flere TWh totalt. Vannkraftprosjektene er gjennomgående billigere enn de andre teknologiene, selv om det også finnes prosjekter med relativt høye kostnader som er sammenlignbare med de beste vindkraftprosjektene. Bio (i form av kraftvarme) kan bidra med betydelige mengder ny produksjon i Sverige. Mye av dette potensialet antas å være svært konkurransedyktig med hensyn til kostnader, og det er planlagt minst 3 TWh ny biokraft i Sverige de nærmeste årene som vil komme inn i sertifikatsystemet. Biokraft er trolig lite aktuelt i Norge innen 2020. Årsaken til denne forskjellen er at det svenske markedet og infrastrukturen for kraftvarmeprosjekter er vesentlig bedre utviklet enn i Norge. Vindkraftpotensialet er stort både i Norge og Sverige. Anslag fra ulike analysemiljøer tyder på at vindkraft samlet kan bidra med 12-16 TWh av målet på 26,4 TWh ny produksjon, hvorav minimum 6 TWh antas å komme i Sverige. Norske prosjekter er gjennomgående vesentlig bedre med hensyn til vindressurser, men det er stor spredning i kvaliteten og kostnadene på vindkraftprosjektene både i Norge og Sverige. Det betyr at det er en betydelig konkurranseflate mellom norske prosjekter og svenske vindkraftprosjekter. Samlet sett betyr dette at svensk vindkraft er det viktigste å ta hensyn til når det gjelder virkningene av et økt fastledd. Statnett har innhentet supplerende informasjon fra Sweco og THEMA om svenske vindkraftprosjekter med vekt på lokalisering og størrelse. Dataene fra Sweco og THEMA viser at mellom 55 og 70 prosent av de mest aktuelle svenske vindkraftprosjektene (målt ved GWh i forhold til den samlede forventede utbyggingen) er lokalisert i de to nordligste prisområdene i Sverige (SE1 og SE2). Swecos analyse gir det høyeste anslaget på andelen vindkraft i Nord-Sverige. THEMAs data på prosjektnivå viser at om lag halvparten av produksjonen vil komme i vindkraftverk med installert effekt under 100 MW. Det gjelder både nasjonalt og i de to nordligste prisområdene. Figuren nedenfor viser antatt vindkraftutbygging og samlet potensial pr. region i Sverige, samt fastleddet for innmating i de ulike områdene ved tilknytning til henholdsvis regional- og sentralnett. 5 Som nevnt er det sannsynlig at minimum halvparten av den aktuelle svenske produksjonen vil stå overfor regionalnettstariffen. I tillegg viser vi dagens nivå for fastleddet i Norge og utfallsrommet for Statnetts forslag for 2014-2018 markert ved det skyggelagte båndet fra 0,8-1,8 øre/kwh. 5 De svenske tariffene i regional- og sentralnettet er basert på tilknytning av en 100 MW vindpark i henholdsvis regional- og sentralnettet gitt midtpunktsestimatene i Swecos tariffoversikt pr. prisområde (jf.sweco-rapport). Alle tall er omregnet til NOK med en valutakurs på 0,85 NOK/SEK. Side 10

GWh Øre/kWh Prisstrategi 2014-2018. Bakgrunnsnotat: Fastleddet for innmating Figur 2: Potensial for vindkraftutbygging og tariffer for innmating i ulike prisområder i Sverige. GWh og øre/kwh 10000 3,50 9000 8000 3,00 7000 2,50 6000 5000 4000 2,00 1,50 Potensial Estimert utbygging Fastledd - regionalnett Fastledd - sentralnett 3000 1,00 Fastledd Norge i dag 2000 1000 0,50 0 SE1 SE2 SE3 SE4 0,00 Kilde: Statnett, Sweco, THEMA Consulting Group Prinsipielt er det ikke de respektive andelene i nord og sør som er viktige, men beliggenheten til de marginale parkene. Det tilsier at man skal legge mindre vekt på de aller gunstigste parkene med hensyn til tariffkostnader, det vil si prosjekter i Sør-Sverige som kan knyttes til sentralnettet. Det er flere konklusjoner vi kan trekke av analysen ovenfor: Stor variasjon i svenske tariffer gjør harmonisering prinsipielt og praktisk vanskelig. Det er altså ikke praktisk mulig å harmonisere fastleddet generelt, og det er heller ikke nødvendig å harmonisere ut fra virkningene for samfunnsøkonomisk effektivitet. Mange av de mest aktuelle svenske vindkraftprosjektene står overfor vesentlig høyere tariffkostnader enn norsk vindkraft, selv etter en økning på 1 øre/kwh i Norge. Samfunnsøkonomisk sett er det ikke ønskelig at det norske fastleddet er lavere enn det svenske, ettersom lavere norsk fastledd isolert sett gir incentiver til for høye investeringer i Norge (gitt at vi snakker om residuale kostnader i nettet og ikke henførbare kostnader). Tariffkostnadene for de marginale prosjektene reflekteres direkte i sertifikatprisen. Det er ikke usannsynlig at dette vil være svenske prosjekter med relativt høye tariffkostnader i forhold til Norge, alternativt norske prosjekter. Da elimineres i praksis eventuelle gjenværende vridende effekter av fastleddet for innmating for norske vindkraftprosjekter. Forskjellene i kostnader til fastleddet er relativt små. Det betyr at eventuelle samfunnsøkonomiske tap knyttet til fastleddet blir begrenset. Dersom fastleddet i Norge fører til at et svensk prosjekt med høyere kostnad på 0,5 øre/kwh (før fastleddet legges til) velges i stedet for et norsk prosjekt, er det samfunnsøkonomiske tapet begrenset til 0,5 øre/kwh (forutsatt at de to prosjektene har samme volum). Merk også at forskjellene i fastledd kan slå begge veier: Vi kan få for høye investeringer i Norge i noen tilfeller, for lave i andre. Det skyldes at mange svenske prosjekter, særlig i regionalnettet i Nord-Sverige, vil stå overfor høyere fastledd enn norske. 3.3 Forholdet mellom energileddet og fastleddet Vi har ovenfor drøftet fastleddet i innmatingstariffen isolert sett. Statnett legger til grunn at energileddet i det norske tariffregelverket er samfunnsøkonomisk riktig utformet, men det kan likevel prinsipielt tenkes at energileddet gir opphav til samfunnsøkonomiske tap når vi ser på Norge og Sverige samlet. Dette gjelder spesielt i lys av det norsk-svenske elsertifikatmarkedet dersom det er systematiske skjevheter mellom Side 11

Norge og Sverige med hensyn til energileddet, som fører til feil investeringer i ny fornybar kraftproduksjon. Fastleddet kan prinsipielt sett være et virkemiddel for å kompensere for slike skjevheter. Energileddet i det svenske sentralnettet er i store trekk bygd opp på samme måte som det norske, men det er betydelige forskjeller med hensyn til praktiseringen. I begge land beregnes marginaltapssatser pr. punkt i sentralnettet, og det benyttes symmetriske tapsmarginaler (positive/negative satser avhengig av om innmating/uttak øker eller reduserer tapene i et gitt punkt). Priselementet fastsettes årlig i Sverige (med ulike nivåer pr. prisområde), mot løpende avregning i henhold til områdepris (systempris i dag) i Norge. Norge bruker et tak på +/- 15 prosent, mens Sverige opererer med +/- 10 prosent. Sverige har i tillegg en korreksjonsfaktor på 0,8. Innføringen av områdepris som grunnlag for energileddet er i utgangspunktet en samfunnsøkonomisk forbedring av eksisterende norsk praksis. Forskjeller i energileddet kan gi samfunnsøkonomiske tap som følge av prisgrunnlaget eller metoden for beregningen av marginaltap. Når det gjelder prisen, benytter Sverige altså en årlig pris som grunnlag for energileddet, mens vi i Norge benytter løpende priser. At priselementet i energileddet fastsettes årlig i Sverige, er bare et problem dersom fastprisen avviker systematisk fra den underliggende riktige prisen for tapene. Vi har ikke grunnlag for å hevde at det er tilfelle (dette er også i tråd med konklusjonen i Xrgia, 2010) 6. I seg selv er derfor ikke forskjellene i prisfastsettelse opphav til systematiske avvik fra den samfunnsøkonomisk optimale løsningen med hensyn til forskjellene mellom landene. Forskjeller i marginaltapssatsene er potensielt en annen kilde til skjevheter. I Norge oppdateres satsene vesentlig hyppigere enn i Sverige (som fastsetter satsene årlig). Den norske metoden er prinsipielt sett bedre ettersom den i større grad tar hensyn til endringer i temperaturer, tilsig og andre faktorer. Å endre den norske metoden vil derfor gi et samfunnsøkonomisk tap i det norske systemet. Forskjellene i metoder gir uansett ikke nødvendigvis systematiske feil (den svenske metoden kan både over- og underestimere de reelle tapene). Taket på marginaltapssatsene kan gi opphav til samfunnsøkonomiske tap innad i hvert enkelt land og dessuten vri investeringene mellom landene. Årsaken er det lavere svenske taket kombinert med korreksjonsfaktoren kunne gi opphav til en annen lønnsomhet i Sverige av ellers like prosjekter. I praksis er trolig effekten av lavere tak og korreksjonsfaktoren beskjeden. Data fra Svenska Kraftnät for marginaltapssatser for 2012 viser at den maksimale marginaltapssatsen er 8 prosent, det vil si under taket på 10 prosent. Effekten av korreksjonsfaktoren er også relativt liten. Hvis kraftprisen er 40 øre/kwh, vil en marginaltapssats på 5 prosent gi et energiledd på 1,6 øre/kwh i Sverige og 2 øre/kwh i Norge. Viktig er det også at effekten av lavere tak og korreksjonsfaktor kan slå begge veier. Anta at to ellers like prosjekter i Norge og Sverige får beregnet et marginaltap på 20 prosent. Da vil det norske prosjektet betale et høyere energiledd og være mindre lønnsomt enn det svenske. Dersom marginaltapet i stedet er minus 20 prosent, er energileddet negativt. Da vil det norske prosjektet være det mest lønnsomme. Statnetts vurdering er at forskjellene i fastsettelsen av energileddet ikke gir opphav til samfunnsøkonomiske kostnader av betydning i det norsk-svenske elsertifikatmarkedet. I sum vil noen prosjekter i Norge tjene og andre tape som følge av de asymmetriske takene og den svenske korreksjonsfaktoren. Uansett vil virkningene være relativt små for ellers like prosjekter. Fastleddet for innmating bør derfor heller ikke påvirkes av forskjellene. 6 Xrgia (2010): Harmoniseringsbehov ved etablering av et norsk-svensk marked for grønne sertifikater. Utarbeidet for Energi Norge, januar 2010. Side 12

4 KONKLUSJONER Statnetts mål med prisstrategien er samfunnsøkonomisk effektivitet. Statnett vurderer konsekvensene av tariffer isolert. Det er verken prinsipielt eller praktisk hensiktsmessig å bruke sentralnettstariffene til å korrigere for skjevheter i markedsforhold eller andre rammevilkår. Harmonisering av norske tariffer mot andre land er ikke et mål i seg selv, men kan være et virkemiddel dersom manglende harmonisering gir samfunnsøkonomisk tap. Henførbare kostnader i sentralnettet skal i størst mulig grad reflekteres i tariffer som gir prissignaler, som energileddet. De faste leddene skal virke mest mulig nøytralt. Økt fastledd for innmating som foreslått av Statnett for perioden 2014-2018 påvirker ikke produksjonsbeslutningene for norsk kraftproduksjon, og er derfor samfunnsøkonomisk effektivt på kort sikt. Økt fastledd for innmating vil gjøre norske tariffer mer harmoniserte med de tariffene som det fra et samfunnsøkonomisk perspektiv er viktigst å harmonisere mot. Norske prosjekter konkurrerer primært med svenske vindkraftprosjekter, som i mange tilfeller står overfor høyere tariffkostnader enn norske prosjekter. En viktig årsak er at mange svenske vindkraftverk vil bli tilknyttet regionalnettet. I tillegg kommer de relativt høye sentralnettstariffene i de to nordligste svenske prisområdene. Side 13

VEDLEGG 1: REGULATORISKE FØRINGER PÅ TARIFFENE EUs regelverk Den tredje energimarkedspakken ble foreslått av kommisjonen den 19. september 2007. En sentral del av pakken er Elmarkedsdirektivet, nærmere bestemt Direktiv 2009/72/EC, som ble vedtatt 13. juli 2009 og erstatter Direktiv 2003/54/EC. Direktivet er EØS-relevant, og slik gjeldende for Norge. EU har i løpet av 2010 og 2011 implementert flere forordninger med utgangspunkt i eldirektivet. Råd- og parlamentsforordning 714/2009 erstatter forordning 1228/2003, og regulerer en rekke forhold knyttet til overføring av kraft mellom og innenfor medlemslandene. Forordningen fastlegger blant annet prinsipper for tariffering, kapasitetsallokering, kompensasjonsmekanismer i kraftflyt mellom land, flaskehalshåndtering og investeringer i ny infrastruktur. Forordningen er primært relevant for sentralnettet. Ved fastsettelse av de nasjonale nettariffene fastslår forordningen at det bør tas hensyn til de kostnader og inntekter som følger av kompensasjoner mellom sentralnettsoperatørene. Videre varierer ofte beløpet som man betaler for nettilknytning mellom landene, og det påpekes at det bør være en viss harmonisering mellom landenes tariffering for å unngå vridninger i handelen på tvers av landegrensene. I tillegg er det ønskelig å ha et system hvor prisene signaliserer forholdet mellom produksjon og forbruk i de ulike områdene, og slik bidrar til å gi korrekte langsiktige lokaliseringssignaler. I henhold til forordningen artikkel 14 skal nettariffene i sentralnettet være transparente, ta hensyn til nettsikkerhet og reflektere de faktisk underliggende kostnadene. Tariffene må dekke nettsselskapenes kostnader, og samtidig ikke være diskriminerende eller avstandsrelaterte. Tariffnivåene for produsenter og/eller forbrukere tariffer skal sørge for korrekte lokaliseringssignaler på EU-nivå, ta hensyn til størrelsen på nettap og flaskehalser, og investeringskostnadene knyttet til infrastrukturen. Videre krever forordning 714/2009 at flaskehalsinntekter enten skal benyttes til mothandel for å sikre at tildelt kapasitet på utenlandsforbindelsene er tilgjengelig for markedet, eller til nettinvesteringer som øker overføringskapasiteten og slik reduserer perioder hvor det oppstår flaskehalser i nettet. Tidligere kunne flaskehalsinntektene føres som inntekter i nettselskapenes regnskaper. I henhold til det nye regimet skal imidlertid inntektene som ikke benyttes til mothandel, nå holdes tilbake og deretter brukes til å avskrive nettinvesteringer som er gjort for å eliminere flaskehalsene. EU-reglene gir også mulighet til å benytte flaskehalsinntektene til å redusere tariffen, gitt at inntektene ikke kan benyttes til mothandel eller nettinvesteringer, og at reguleringsmyndigheten godkjenner det. Kommisjonsforordning (EU) nr. 774/2010 av 2. september 2010 om fastsettelse av retningslinjer for kompensasjon mellom systemansvarlige nettselskaper og en felles fremgangsmåte for fastsettelse av overføringstariffer sluttet å gjelde 2. mars 2011. Fra 3. mars 2011 gjelder forordning (EU) 838/2010. For prisstrategien er det særlig relevant at forordningen legger begrensninger på de gjennomsnittlige tariffene innmating. For Norges del skal verdien av de gjennomsnittlige årlige overføringstariffene som produsentene betaler ligge mellom 0 og 1,2 euro/mwh. Ved beregningen av den gjennomsnittlige overføringstariffen i de enkelte landene, skal følgende tariffer ikke inkluderes: Anleggsbidrag, tariffer knyttet til systemtjenester og spesifikke tariffer som produsenter betaler for nettap. Innen 1. januar 2014 skal ACER (samarbeidsorganet for europeiske regulatorer) gi en vurdering til Kommisjonen om hvilke intervaller som skal gjelde fra 1. januar 2015. Energiloven med forskrifter Det norske regelverket for tariffer er nedfelt i forskrift til energiloven (energilovforskriften, FOR-1990-12-07-959) og forskrift om økonomisk og teknisk rapportering, tariffer inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer (kontrollforskriften, FOR-1999-03-11-302). Kravene i energilovforskriften er overordnede krav som er parallelle med kravene i eldirektivet, mens kontrollforskriften inneholder det detaljerte regelverket. I energilovforskriften heter det: Konsesjonærene skal sørge for markedsadgang for alle som etterspør nettjenester til ikkediskriminerende og objektive punkttariffer og vilkår. Med punkttariffer forstås tariffer som er referert kundens tilknytningspunkt til nettet, og som er uavhengig av avtaler om kraftkjøp/-salg. Konsesjonærene fastsetter tariffene. Med tariffer forstås alle priser og annen økonomisk godtgjørelse som konsesjonæren fastsetter for tilknytning til og bruk av elektriske nettanlegg. Tariffene skal utformes slik at de i størst mulig grad gir signaler om effektiv utnyttelse og effektiv Side 14

utvikling av nettet. Tariffene kan differensieres etter objektive og kontrollerbare kriterier basert på relevante nettforhold. I kontrollforskriften heter det spesifikt om innmatingstariffene: Energileddet for innmating skal avspeile de marginale tapskostnader i nettet ved innmating i tilknytningspunktet. ( ) I sentral- og regionalnett skal energileddet fra 1. januar 2003 være referert til de enkelte tilknytningspunkter. Energileddet skal tidsdifferensieres. Tidsdifferensieringen skal som et minimum være vinter dag, vinter natt/helg og sommer. Marginale tapsprosenter skal så langt som mulig beregnes med hensyn til systembelastningen i et samlet nettsystem og en produksjons- og lastsituasjon som er representativ for hvert enkelt tidsavsnitt. Når energileddet fastsettes individuelt for hvert tilknytningspunkt, skal tapsprosenten for henholdsvis uttak og innmating ha samme absoluttverdi, men motsatt fortegn. Sentralnettets innmatingstariffer skal være retningsgivende for andre tariffledd ved innmating i regional- og distribusjonsnett. Avregnet mengde skal være basert på kraftverkets midlere årsproduksjon. For kraftverk med installert ytelse mindre enn 1 MW skal avregnet mengde maksimalt være 30% av installert effekt multiplisert med 5.000 timer. Statnett utformer selv detaljene i regelverket, herunder tidsperiode for avregnet mengde produksjon (10 år, med to års tidsetterslep), hyppigheten og metoden for beregning av marginaltapssatsen og valg av referansepris (jf. Statnetts tariffhefte for sentralnettet). Side 15