3 Prisens mange roller

THEMA Consulting Group v/ prosjektleder Åsmund Jenssen

Innledning

Tema for dette notatet er prisen på forbruk av elektrisitet for norske sluttbrukere, med vekt på hvordan de ulike priselementene bestemmes og betydningen av de ulike priselementene i et samfunnsøkonomisk perspektiv. De relevante priselementene omfatter i denne sammenhengen markedsprisene på kraft, nettleie og ulike former for avgifter. Notatet har følgende innhold:

• Oversikt over elkostnadene for ulike sluttbrukergrupper

• Beskrivelse av kraftmarkedet

• Beskrivelse av faktorer som påvirker kraftprisen

• Beskrivelse av hvordan nettariffene utformes

• En gjennomgang av den samfunnsøkonomiske funksjonen til kraftprisene og nettariffene

Notatet er utarbeidet på oppdrag fra Energiutvalget v/Olje- og energidepartementet. Deler av notatet bygger på THEMA-rapport 2011-19 (utarbeidet av THEMA Consulting Group og Møreforsking Molde i fellesskap).

Hva betaler vi for el?

Kraftkostnadene for norske sluttbrukere består i kjøp av råvaren elektrisk kraft, betaling for tilknytning til og bruk av kraftnettet (nettleie), samt avgifter, hvor elavgift og merverdiavgift er de viktigste. I tillegg kommer Enova-avgiften som betales av sluttbrukere i alminnelig forsyning.

Ulike kundegrupper står overfor forskjellige kostnader. En viktig årsak er at kundene er tilknyttet ulike nettnivåer. For eksempel er det meste av kraftintensiv industri tilknyttet sentralnettet, og de betaler derfor bare nettleie for dette nivået. Husholdninger er derimot tilknyttet det laveste nivået, distribusjonsnettet, og betaler nettleie som dekker alle de tre nettnivåene. En annen viktig årsak er avgiftspolitikken, som både medfører forskjeller mellom kunder i ulike geografiske områder og mellom kundegrupper. For eksempel er kraftforbrukere i Nord-Troms og Finnmark fritatt for både elavgift og merverdiavgift, mens hele Nordland, Troms og Finnmark har fritak for merverdiavgift på kraft og nettleie. Tabellen nedenfor gir en oversikt over de ulike kostnadskomponentene per kundegruppe, samt hvem som er mottaker av de ulike betalingene (merk at det kan være forskjell mellom hvem som krever inn en betaling og hvem som til syvende og sist mottar pengene).

Nettleien vil variere betraktelig mellom sluttkunder avhengig av forbruk, nettnivå og geografisk lokalisering, men utgjør om lag 26 øre/kWh for en gjennomsnittlig husholdning i 2012 (eksklusive avgifter). For kunder tilknyttet regional- og sentralnettet er nivået lavere. Engrosprisen på kraft varierer, men har de siste ti årene ligget mellom 20 og 46,5 øre/kWh på årsbasis i de norske prisområdene (igjen eksklusive avgifter). Også engrosprisen på kraft vil variere mellom områder ved flaskehalser i nettet (som følge av begrenset overføringskapasitet). Leverandørpåslaget kan variere avhengig av kontraktstype og leverandør, men har de senere årene ligget på rundt 2 øre/kWh (spotpriskontrakter, før avgifter og elsertifikatkostnader). Norge har gjennomgående lave påslag sammenliknet med andre land. Endelig betaler sluttkundene i enkelte kommuner vesentlig lavere priser som følge av at kommunen har tilgang på konsesjonskraft og velger å selge denne videre til innbyggerne til selvkost (som typisk er i størrelsesorden 10-11 øre/kWh før avgifter) og et lite påslag. Elavgiften (formelt avgift på elektrisk kraft) utgjør 11,39 øre/kWh i 2012, Enova-avgiften 1 øre/kWh.

Elementene som til sammen utgjør elkostnadene for en sluttbruker, bestemmes på ulike måter:

• Engrosprisen på kraft fastsettes daglig i det nordiske kraftmarkedet Nord Pool, hvor det totalt opptrer flere hundre selgere og kjøpere av kraft fra hele Norden. Forholdet mellom tilbud og etterspørsel avgjør prisnivået. Dersom det ikke er begrensninger i kapasiteten i det nordiske overføringsnettet, blir prisen lik i hele Norden.

• Leverandørpåslaget avhenger av konkurransen i sluttmarkedet, det vil si konkurransen mellom leverandørene. For industrien er volumene så store at kostnadene til leverandøren blir svært små per kWh.

• Nettleien bestemmes av nettselskapene innenfor rammer fastsatt av NVE. NVE setter et tak på de samlede tillatte inntektene fra nettleien, mens nettselskapene bestemmer fordelingen mellom kundegrupper og faste og variable ledd. De samlede inntektene bestemmes av kostnadene i nettet og er uavhengige av kraftprisene, med unntak av kostnadene til tap i nettet som blir høyere jo høyere kraftprisen er fordi nettselskapene må betale for tapene.

• Kostnaden til elsertifikater bestemmes gjennom en kombinasjon av politisk fastsatte mål for utbygging av ny fornybar kraftproduksjon i Norge og Sverige og kostnadene ved å oppfylle målet (utbygging og drift av ny kraftproduksjon). Sertifikatkostnadene henger sammen med kraftprisen ettersom sertifikatprisen settes slik at summen av sertifikatpris og kraftpris utløser utbygging av ny fornybar kraftproduksjon. Det vil si at summen av sertifikatpris og kraftpris må være minst like høy som utbyggingskostnadene per kWh (inklusive kapital- og driftskostnader). Jo høyere engrospris på kraft, desto lavere sertifikatpris, ettersom høyere inntekter fra markedet gir mindre behov for støtte (for en gitt prosjektkostnad). Kostnadene til elsertifikater vil alt annet likt øke fram mot 2020 som følge av at målet om ny fornybar produksjon trappes opp fram til dette tidspunktet.

• Elavgift, merverdiavgift og Enova-avgift bestemmes av myndighetene.

I tillegg finnes det et organisert marked for finansielle kraftkontrakter (NASDAQ Commodities OMX Nordic, etter at Nord Pool solgte sin markedsplass for slike kontrakter), og det finnes markeder for såkalt regulerkraft og systemtjenester som brukes for å balansere produksjon og forbruk på løpende basis. Sluttbrukerne ser ikke prisene i disse markedene direkte (unntatt store forbrukere som handler direkte i det finansielle markedet). Leverandørpåslaget dekker imidlertid blant annet kraftleverandørenes kostnader ved å handle i finansielle kontrakter, som leverandørene bruker for å håndtere risikoen knyttet til fastpriskontrakter og kontrakter med variabel pris. På den måten betaler sluttbrukerne en liten kostnad knyttet til det finansielle markedet (trolig mindre enn 1 øre/kWh i gjennomsnitt).

I det følgende ser vi nærmere på engrosprisen og nettleien, både hvordan de fastsettes i detalj og hvilken samfunnsøkonomisk funksjon de oppfyller. Prinsipielt vil det være snakk om to hovedfunksjoner:

1. Priselementer som skal gi signaler om riktig utnyttelse av det eksisterende kraftsystemet og den videre utviklingen av systemet.

2. Priselementer som skal gi kostnadsdekning.

Avgiftene har vesentlig betydning for forskjeller i elkostnader for ulike kundegrupper og geografiske områder. Avgiftene og sertifikatkostnadene bestemmes imidlertid politisk og drøftes ikke nærmere her. Hovedfunksjonen til avgiftene er å gi inntekter til det offentlige (merverdiavgift, elavgift) eller finansiere støtte til fornybar energi og energieffektivisering (sertifikatkostnader, Enova-avgiften). Avgiftene gir også prissignaler og virker dempende på etterspørselen, noe som må ses i forhold til avgiftene på andre energibærere som fjernvarme, naturgass og fyringsolje. En slik diskusjon faller utenfor rammen av dette notatet.

Generelt om kraftmarkedet

Kraftmarkedet må forstås i lys av elektrisitetens fysiske egenskaper. Vi må ha eksakt balanse mellom produksjon og forbruk av el hvert sekund for å unngå at systemet bryter sammen. Ettersom elektrisitet ikke kan lagres i stor skala på noen effektiv måte, medfører de fysiske særtrekkene ved elektrisiteten svært høye krav til driften og utviklingen av kraftsystemet. I motsetning til andre infrastrukturer, som for eksempel veitransport, kan vi ikke løse ubalanser mellom produksjon og forbruk gjennom køordninger.

Behovet for kontinuerlig balanse innebærer at vi hele tiden må ha informasjon om utviklingen i forbruket og den tilgjengelige produksjons- og overføringskapasiteten. Informasjonsutfordringen må ses i lys av at vi i det norske kraftsystemet har mer enn 1400 enkeltkraftverk og om lag 2,7 millioner uttakspunkter i nettet. Behovet for å hente informasjon om produksjon og forbruk – og sende de riktige signalene til produsenter og forbruket – er derfor omfattende.

For å ivareta balansen mellom produksjon og forbruk har vi valgt et markedsbasert system for omsetning av kraft i Norge, i likhet med mange andre land. Fordelen med et markedsbasert system er at informasjon om balansen mellom forbruk og produksjon kan samles inn og formidles hver eneste dag. Markedet, med alle aktørene, gjør på denne måten en viktig jobb for å sikre at kraftsystemet fungerer. Nord Pools døgnmarked (Elspot) er den sentrale markedsplassen i Norden, og det meste av produksjonen og forbruket i de nordiske landene omsettes til prisene i Elspot.

Markedsprisen er den prisen som sikrer balanse mellom tilbud og etterspørsel av kraft. Kraftprisen vil på den måten bestemmes av kostnadene ved å produsere den siste enheten som akkurat dekker etterspørselen (til den gitte prisen). Kraftprisen vil derfor generelt være forskjellig fra kostnadene ved å produsere kraft i det enkelte verket. Alle verk som har budt inn kostnader lavere enn (eller lik) markedsprisen, vil bli plukket ut til å produsere. Kraftprisen må være lik for alle produksjonsenheter, uavhengig av produksjonskostnaden i det enkelte verket (selvsagt under forutsetning av at prisen ikke er lavere enn produksjonskostnaden). At prisen må være lik for alle, har blant annet sammenheng med følgende:

• Dersom utvalgte kundegrupper stilles overfor en lavere pris enn markedsprisen, gir det insentiver til økt etterspørsel fra disse kundene og dermed behov for ekstra produksjon. Da må imidlertid prisen øke for at produksjonen skal øke. Med andre ord: Skal vi oppnå balanse må alle kunder stå overfor samme pris. Markedsløsningen er ikke mulig dersom ikke prisen settes likt for alle kunder. (At mindre grupper betaler konsesjonskraftpris i stedet for markedspris er likevel håndterbart, ettersom mengden er begrenset. Kravet utelukker heller ikke at kunder kan kjøpe kraft på faste kontrakter, så lenge de har muligheten til å selge kraften tilbake til markedet.)

• De marginale kostnadene ved å produsere én ekstra enhet kraft på kort sikt omfatter bare variable kostnader og ikke kapitalkostnader. Skal produsentene få dekket sine fulle kostnader, må prisene derfor i perioder være høyere enn de marginale kortsiktige produksjonskostnadene.

For vannkraft er det dessuten generelt grunn til å vente at prisene avviker fra produksjonskostnadene på kort og lang sikt (inklusive kapitalkostnader). Vannkraft genererer såkalt grunnrente, som oppstår fordi kraftverkene utnytter en begrenset naturressurs. Av den grunn er det innført en egen skatt på vannkraftproduksjon, grunnrenteskatt, som innebærer at vannkraftverk står overfor en nominell marginalskatt på 58 prosent (den effektive satsen er enda høyere som følge av konsesjonskraft og eiendomsskatt).

Overføringskapasiteten mellom Norge og andre land kontrolleres av Statnett og tilsvarende selskaper i andre land. Den tilgjengelige kapasiteten fordeles hver dag via kraftbørsene i Norden og landene vi handler med. Ingen enkeltprodusenter eller forbrukere har noen rettigheter til å overføre kraft til eller fra Norge. Selv om Statkraft eier kabelen Baltic Cable mellom Sverige og Tyskland, har selskapet ingen myndighet over utnyttelsen av kabelen. Handelen foregår på den måten at kraften flyter fra områder med lav pris til områder med høy pris. Det betyr for eksempel at utenlandshandelen vil gi import fra Nederland til Norge i timer hvor prisen er høyere i Norge enn i Nederland, og eksport fra Norge når prisen er høyere i Nederland.

Norske kraftprodusenter – og forbrukere – står alltid overfor prisen i Norge og ikke prisen i andre land. Norske produsenter kan altså ikke få betalt i europeiske priser for å levere kraft i de kontinentale markedene direkte. I stedet er det Statnett og de utenlandske medeierne som tar gevinsten ved at det leveres kraft via en kabel til Kontinentet som får betalt en europeisk børspris, som i prinsippet kjøpes til norsk børspris. Statnett tjener også på at det via en kabel leveres kraft til en høy pris i Norge som er kjøpt inn til en lavere pris i et annet land. Produktet av prisdifferansen og mengden som transporteres gjennom kabelen kalles flaskehalsinntekt, og er altså en inntekt til Statnett og deres kunder. (Statnetts inntekter er gjenstand for regulering av NVE, som vi kommer tilbake til.) Prisene på Kontinentet kan derimot påvirke de norske prisene, noe vi kommer tilbake til i neste avsnitt.

Organiseringen av handelen med utlandet, der inntektene tilfaller Statnett og deres kunder, betyr også at norske kraftleverandører ikke nødvendigvis tjener mer på høye priser om vinteren i underskuddssituasjoner. Leverandørene kan ikke kjøpe kraften billig på Kontinentet og selge den dyrt i Norge, men må kjøpe til norsk børspris.

Avslutningsvis er det et spørsmål om det nordiske markedet er velfungerende i den forstand at vi har effektiv konkurranse. Sammenliknet med andre kraftmarkeder er det i hvert fall lite som tyder på at markedsmakt er noe utbredt problem i Norden. Snarere er markedet kjennetegnet ved en i internasjonal sammenheng liten konsentrasjon og svært høy likviditet både i det fysiske og det finansielle kraftmarkedet. Analyser som har vært gjort av prisdannelsen, viser også at det er høy grad av samsvar mellom prisene vi ville vente i et effektivt konkurransemarked og prisene vi faktisk observerer. Samtidig er det viktig at konkurransemyndighetene og regulatorene følger situasjonen nøye både i den daglige driften av markedet og med hensyn til fusjoner og oppkjøp.

Hva påvirker kraftprisen?

Kraftprisen i det nordiske markedet avhenger generelt av balansen mellom tilbud og etterspørsel. I denne sammenhengen er det viktig å være klar over at det høye innslaget av vannkraft i det norske kraftsystemet har stor betydning for kraftprisen og ikke minst svingningene i prisen over tid. Vi starter derfor med å beskrive hvordan kraftprisen blir til i et rent vannkraftsystem med magasinkapasitet. Vi ser på et helt enkelt eksempel for å illustrere noen viktige prinsipielle sammenhenger i prisdannelsen.

Vannkraft har svært lave variable kostnader, og det skal i utgangspunktet tilsi en lav pris (når vi ser bort fra at prisene må være høyere enn de variable kostnadene for at de fulle kostnadene inklusive investeringer skal dekkes). Anta at vi står overfor en situasjon der vi skal dekke forbruket av kraft i dag og i morgen. Etterspørselen i dag er i utgangspunktet lav (for eksempel 10), mens den er høy i morgen (for eksempel 20). Forskjellen i etterspørsel kan for eksempel skyldes variasjoner i temperatur og etterspørsel etter el til oppvarming. Tilgangen på vann i begge perioder er 15. Uten magasinkapasitet må forbruket i dag bli høyere enn etterspørselen i utgangspunktet tilsier, eller vann må gå til spille. Det medfører en lav kraftpris i dag, for eksempel 10, med et tilhørende forbruk på 15. Den tilsvarende prisen i morgen må derimot være høy, for eksempel 30, ettersom det ikke er nok vann tilgjengelig til å dekke hele det potensielle forbruket. Prisen må være så høy at en del forbruk velger å stenge ned eller flytte til i dag i den grad det er mulig, slik at forbruket blir lik den tilgjengelige mengden produksjon. Alternativet til å bruke prisen for å redusere etterspørselen er rasjonering. Ved bruk av prismekanismen sikrer vi at det mest verdifulle forbruket blir dekket, mens mindre verdifullt forbruk reduseres eller flyttes i tid.

Anta nå at vi har magasinkapasitet, det vil si at vannet kan lagres. Da er det i prinsippet mulig å lagre 5 til i morgen og dekke en etterspørsel på 20. I og med at prisen er høyere i morgen, er det også lønnsomt for produsenten å lagre vannet. Ved å flytte vann til i morgen, øker imidlertid tilbudet i denne perioden, og prisen reduseres fra nivået på 30 uten magasinkapasitet. Samtidig reduseres tilbudet i dag, slik at prisen øker. Så lenge prisen i morgen er høyere enn prisen i dag, vil det lønne seg å flytte produksjon til i morgen. Prisen i morgen utgjør på denne måten en alternativverdi av å bruke vannet i dag. Denne alternativverdien omtales vanligvis som vannverdien, og vil være den sentrale faktoren i prisdannelsen i et lukket vannkraftsystem med magasinkapasitet.

I prinsippet – i en verden uten usikkerhet og med uendelig mye magasinkapasitet – vil denne flyttingen av vann mellom perioder foregå helt til kraftprisen er den samme i alle timer. I praksis observerer vi også at prisene i Norge varierer lite innenfor kortere tidsintervaller sammenliknet med andre kraftsystemer. Vi har for eksempel relativt små prisforskjeller mellom dag og natt.

Egenskapene til det norske vannkraftsystemet er viktige for å forstå hvordan kraftprisene dannes og hvorfor de svinger. Det enkle eksempelet ovenfor gir imidlertid ikke det fulle og hele bildet. Magasinkapasiteten er for det første begrenset, slik at det ikke kan lagres uendelige mengder med vann. Begrensninger i magasinkapasiteten kan påvirke prisen i begge retninger. Ved svært fulle magasiner er mulighetene til å lagre mer vann redusert og det trekker i retning av lavere priser. Ved lave magasinfyllinger øker risikoen for knapphet i senere perioder. Det trekker i retning av høyere priser fordi verdien av å spare vannet øker.

Det norske kraftsystemet består dessuten ikke bare av vannkraft med magasinkapasitet. I perioder vil for eksempel høy uregulerbar produksjon (elvekraft og eventuelt vindkraft i tillegg) drive prisene ned mot relativt lave nivåer, særlig dersom magasinene er fulle. De norske gasskraftverkene har normalt lite å si for prisene, men kan i spesielle situasjoner med begrensede muligheter for import fra utlandet ha en viss betydning (jf. også neste avsnitt).

Endelig er Norge del av et større marked med et sterkt innslag av teknologier som kullkraft og kjernekraft. Litt forenklet kan vi si at alternativet til å spare vann til framtidig produksjon er å importere kraft fra landene vi er fysisk knyttet til gjennom utenlandsforbindelser. Den marginale produksjonen i disse landene er normalt kullkraft eller gasskraft, det vil si at det er slik produksjon som vil øke for å dekke én ekstra kWh forbruk i Norge. Kostnaden ved å importere kraft blir da lik alternativverdien av vannet. På den måten vil kostnadene i kullkraftverk og gasskraftverk påvirke kraftprisen i Norge. I det nordiske markedet er det særlig kostnadene i danske (og finske) kullkraftverk som er viktige for kraftprisen, ettersom denne produksjonen ofte er marginal (økes eller reduseres i takt med endringer i forbruket og annen produksjon). Prissmitten fra Kontinentet er begrenset som følge av mindre overføringskapasitet.

På denne bakgrunnen er det klart at kraftprisene i Norge påvirkes av en rekke forskjellige faktorer:

• Balansen mellom tilbud og etterspørsel i Norge. Kraftbalansen er avgjørende for de langsiktige prisvariasjonene. Overskudd av kraft i Norge trekker i retning av lavere priser, mens underskudd gir høyere priser.

• Tilgjengelighet av produksjonsanlegg. Dersom store mengder produksjonskapasitet er utilgjengelig, for eksempel på grunn av feil eller vedlikehold, får vi høyere priser. Tilgjengeligheten kan påvirke prisene både på kort sikt og på lengre sikt, flere måneder eller til og med utover ett år dersom den manglende tilgjengeligheten er langvarig.

• Temperaturvariasjoner. Lave temperaturer gir høyere etterspørsel og høyere priser alt annet likt. Dette gjelder både på kort sikt og over lengre perioder. Prisvirkningene forsterkes av at lengre kuldeperioder med lav temperatur gjerne faller sammen med mindre vannkraftproduksjon.

• Tilsig til vannkraftsystemet. Høye tilsig gir rikelig med tilgang på vann og fører til høyere magasinfylling. Det betyr også lavere alternativverdi av å lagre vann og trekker prisene nedover. Motsatt vil lave tilsig (tørrår) bety en høy alternativverdi av vannet og høyere priser. Tilsig og magasinforhold er særlig viktig for prisene på noen måneders sikt, men kan også påvirke prisene over flere år i spesielle tilfeller.

• Vind og nedbør. Mye vind og/eller nedbør gir mye uregulert produksjon på kort sikt, og reduserer prisene alt annet likt.

• Flaskehalser i nettet. Begrensninger i overføringskapasiteten internt i Norge og mot andre land bidrar til lavere priser i områder med overskudd av kraft og høyere priser i områder med underskudd. Flaskehalser i nettet innebærer at vi ikke får full prisutjevning selv om vi handler kraft med andre land. Med dagens nivåer på overføringskapasiteten får vi bare unntaksvis like priser som på Kontinentet. Selv ikke med Statnetts planer for nye utenlandsforbindelser fram mot 2020-2025 vil vi få kontinentale priser i Norge. Det gjelder enten vi ser på nivået fra Statnetts Nettutviklingsplan fra 2010 eller det nedskalerte/utsatte nivået fra tilsvarende plan fra 2011. Flaskehalser er viktige for prisene både på kort og lang sikt.

• Brenselsprisene i termiske kraftverk. Høyere priser på kull, gass og olje gir høyere kraftpriser i landene vi handler med. Det fører igjen til høyere priser i Norge fordi alternativverdien av vannkraften avhenger av brenselsprisene. Brenselsprisene er særlig viktige for prisvariasjoner på lengre sikt.

• CO₂-kvoter. Kostnadene ved CO₂-kvoter påvirker kraftprisen på samme måte som brenselspriser. Innføringen av CO₂-kvoter i Europa har derfor også gitt økte kraftpriser i Norge.

• Tilbud og etterspørsel i andre land. Overskudd i landene vi handler med trekker de lokale prisene ned og kan gi noe lavere priser i Norge via import. En strammere balanse trekker i retning av høyere priser og eksport fra Norge.

Hva påvirker nettleien?

Nettselskapenes inntekter er regulert av NVE. NVE setter årlig et tak på inntektene som er en funksjon av nettselskapenes faktiske kostnader og en kostnadsnorm (som sier noe om det ideelle nivået på selskapenes kostnader gitt størrelsen på nettet og naturgitte forhold som skaper utfordringer for nettdriften). Dette betyr at nettselskapenes samlede inntekter fra nettleie ikke kan overstige et gitt beløp. De tillatte inntektene fastsettes slik at de samlet tilsvarer de totale årlige kostnadene i norske nettselskaper. For det enkelte selskap er det ikke nødvendigvis noen eksakt sammenheng mellom kostnader og inntekter. Det skyldes at NVE beregner en kostnadsnorm for hvert selskap som utgjør 60 prosent av de tillatte inntektene. Kostnadsnormen reflekterer blant annet selskapenes effektivitet. Noen selskaper vil derfor få høyere inntekter enn de faktiske kostnadene, mens andre vil få lavere inntekter. Formålet er å stimulere selskapene til å drive mest mulig effektivt.

Nettkostnadene som ligger til grunn for nettleien, omfatter drift og vedlikehold, overføringstap, eiendomsskatt, måling og avregning samt kapitalkostnader, det vil si avskrivninger og avkastning på investert kapital i nettet. Kapitalkostnadene utgjør den største andelen, og er basert på de bokførte verdiene (slik at nedskrevne anlegg med null i verdi heller ikke gir inntekter). Avkastningen baseres på statsobligasjonsrenter pluss en risikopremie, der risikopremien vanligvis utgjør i størrelsesorden 3 prosentpoeng. Det er verdt å merke seg at dette tilsvarer en kapitalavkastning som ligger under det forventede nivået for næringsvirksomhet generelt, det vil si avkastningen i børsnoterte virksomheter.

Nettleien for husholdninger og andre mindre nettkunder består gjerne av et variabelt ledd pr. kWh og et ledd som er fast (uavhengig av forbruk). Større kunder, herunder industri, betaler et energiledd på grunnlag av faktisk forbruk og et effektledd basert på maksimalt målt effektuttak. Kostnadene i nettet påvirkes i liten grad av det løpende forbruket. På kort sikt er det bare overføringstapene som varierer med forbruket, det vil si de såkalte marginale tapene (endringen i tapene når belastningen i nettet øker). Merkostnaden ved å utnytte det eksisterende nettet blir derfor forholdsvis liten. Det utelukker ikke at kostnadene kan være vesentlige i perioder med høy belastning av nettet og dermed høye tap, men i gjennomsnitt over året utgjør tapene normalt under 15 prosent av de samlede nettkostnadene.

Det er en sammenheng mellom forbruk og nettkostnader på lang sikt i den forstand at det koster mer å dimensjonere nettet for et høyt forbruk. Det er imidlertid også på lang sikt slik at merkostnaden ved å øke kapasiteten i nettet er relativt liten, gitt at vi uansett skal bygge nett. En dobling av overføringskapasiteten i en linje medfører for eksempel bare en mindre økning i investeringskostnadene.

Som følge av at kostnadene i hovedsak er faste, må også inntektene til nettselskapene være forbruksuavhengige i stor grad for å begrense risikoen i virksomheten. Forbruksavhengige inntekter krever en høyere nettleie for å kompensere nettselskapene for vesentlig høyere risiko. Både i Norge og en rekke andre land der nettvirksomheten er gjenstand for økonomisk regulering, er det derfor vanlig å basere de tillatte inntektene på kostnader og ikke forbruk. I praksis betyr dette at høyere forbruk enn antatt ved fastsettelsen av årets nettleie innebærer lavere nettleie (nettariffer) pr. kWh neste år, mens lavere forbruk enn antatt betyr høyere nettleie pr. kWh. Totalregningen over tid for sluttbrukerne blir imidlertid lite påvirket av variasjonene i den årlige nettleien.

Forskjeller i nettleie mellom ulike sluttkunder skyldes flere faktorer. For det første avhenger nettleien av hvilket nivå kunden er tilknyttet:

• Sluttkunder tilknyttet sentralnettet (hovedsakelig kraftintensiv industri) betaler bare nettleie som dekker kostnadene på dette nivået, ikke underliggende nett. Tilsvarende betaler kunder tilknyttet regionalnettet nettleie basert på kostnadene i regional- og sentralnettet. Sentral- og regionalnettsleien vil variere mellom ulike punkter i nettet avhengig av forholdet mellom produksjon og ulike typer forbruk. Jo mer produksjon og forbruk i kraftintensiv industri, desto lavere nettleie i punktet.

• Sluttkunder tilknyttet distribusjonsnettet betaler nettleie som dekker kostnadene til alle overliggende nettnivåer i tillegg til distribusjonsnettet. Kostnadene i distribusjonsnettet er høyere enn kostnadene i regional- og sentralnettet til sammen.

For det andre varierer nettleien mellom områder som følge av forskjeller i kostnader. Forsyning av områder med spredt befolkning og ugunstige rammevilkår (som krevende terrengforhold og harde værforhold) er dyrere enn forsyning i tettbygde strøk, hvor det er flere kunder å dele kostnadene på. Dette gjelder også i områder med mye kraftproduksjon og lav befolkningstetthet. Selv om kundene i slike områder ofte vil betale relativt lite i nettleie til regional- og sentralnettet som følge av samlokalisering med produksjon, blir likevel nettleien høy fordi kostnadene pr. kunde i distribusjonsnettet er høye.

Kraftprodusenter betaler nettleie basert på gjennomsnittlig produksjon over flere år, uavhengig av hvilket nettnivå de er tilknyttet. Gjennom EUs regelverk settes det i praksis et tak på produsentenes nettleie (det samme gjaldt for øvrig også tidlig på 2000-tallet da felles nordiske retningslinjer var styrende).

Nettselskapene har frihetsgrader til å tilpasse nettleien innenfor rammen av de samlede tillatte inntektene. Det er imidlertid et generelt krav om at nettleien skal utformes slik at den i størst mulig grad gir signaler om effektiv utnyttelse og effektiv utvikling av nettet. Nettleien kan videre differensieres mellom nettkunder etter objektive og kontrollerbare kriterier basert på relevante nettforhold.

I regional- og sentralnettet innebærer dette at energileddet skal gjenspeile marginale tapskostnader i det enkelte punktet (en prosentsats ganget med kraftprisen). Energileddet blir derfor vanligvis lavt sammenliknet med andre deler av nettleien for kundene på disse nivåene, ettersom tapskostnadene utgjør en liten andel av de totale kostnadene. I enkelte punkter i nettet med stor produksjon og lavt forbruk kan det marginale tapet være slik at tapene reduseres når uttaket øker. Energileddet kan derfor bli negativt for kraftforbrukere i regional- og sentralnettet. På lavere nettnivåer er det vanlig å bruke energiledd som er vesentlig høyere enn de marginale tapskostnadene.

I tillegg kan nettselskapene bruke såkalte kapasitetsavgifter dersom nettet er fullt utnyttet og det er behov for å gi prissignaler om at kapasiteten er knapp (slik at overføringen ikke overstiger nettets kapasitet). I sentralnettet gjøres dette gjennom områdeprisene i Nord Pools spotmarked som nevnt tidligere. På lavere nettnivåer brukes ikke kapasitetsavgifter i praksis i dag, selv om regelverket prinsipielt åpner for en slik mulighet.

I tillegg til fast og variabel nettleie er det adgang for nettselskapene til å ta anleggsbidrag for å dekke kostnadene ved kundespesifikke investeringer (for eksempel ved tilknytning av nye boliger, nettilknytning av nye kraftverk eller utvidelser i industribedrifter som krever økt nettkapasitet). Kostnadene ved investeringer som er finansiert med anleggsbidrag tas ikke med i grunnlaget for inntektsrammene. Anleggsbidrag er et sentralt virkemiddel for å gi signaler om de langsiktige kostnadene ved å utvide kapasiteten i nettet.

Inntektene fra handel med utlandet, flaskehalsinntektene, tilfaller i utgangspunktet Statnett som netteier. Statnetts samlede inntekter er imidlertid regulert av NVE på om lag samme måte som andre nettselskaper. Flaskehalsinntektene regnes som en nettleieinntekt på linje med andre inntekter, og derfor medfører inntekter fra handel med utlandet lavere nettleie. I dagens modell for kostnadsfordeling i sentralnettet ender mesteparten av flaskehalsinntektene hos alminnelig forsyning (inklusive husholdninger) gjennom lavere nettleie, det resterende hos kraftintensiv industri.

Kraftpriser og nettleie – rolle og samfunnsøkonomisk betydning

Hvorfor varierer kraftprisen over tid?

Kraftprisen varierer mye over tid. (Vi sikter her til prisen i engrosmarkedet og kommer tilbake til nettleien nedenfor.) Siden starten av 1990-tallet har prisen svingt mye, men rundt en stigende trend. En viktig årsak til de stigende prisene har vært en knappere energibalanse i Norge og Norden. Ved inngangen til 1990-tallet var produksjonsevnen i det norske systemet høyere enn forbruket i normale år. I dag er det om lag balanse. Det har kommet ny produksjonskapasitet inn, slik at installert effekt har økt med om lag 14 prosent siden 1990. Forbruket har imidlertid økt med mer enn 20 prosent. I alminnelig forsyning er befolkningsvekst og økonomisk vekst viktige drivkrefter bak økningen i forbruket, mens det i industrien er snakk om en generell økning av aktiviteten (med unntak av de siste 2-3 årene). I tillegg er petroleumssektoren blitt en betydelig forbruksgruppe, blant annet som følge av politiske mål om elektrifisering av petroleumsvirksomhet. Veksten i petroleum er om lag på linje med veksten i husholdninger og jordbruk siden 1990 målt i TWh.

Den strammere balansen fører altså til høyere priser. Dette gjelder både i Norge og Norden. Den knappere kapasiteten betyr også at svikt i tilbudet (eller høyere etterspørsel enn normalt, for eksempel som følge av lange kuldeperioder) fører til større prisøkninger enn i en situasjon med en mindre stram balanse. I tillegg har det vært en generell økning i produksjonskostnadene i landene vi handler med som følge av høyere brenselspriser og innføringen av CO₂-kvoter som gir økte kostnader i kullkraftverk og gasskraftverk. Når det gjelder selve handelen med utlandet (import og eksport), har utvekslingen økt fordi vi har fått mer overføringskapasitet mot andre land, men virkningene på prisen i Norge er ikke entydige. I våte år fører mer handel til høyere norske priser, men samtidig begrenses prisoppgangen i tørre år.

Det er viktig at kraftprisen tillates å variere over tid for å sikre at vi greier å håndtere lange perioder med knapphet på energi uten rasjonering. På 1-2 års sikt er det vanskelig å øke produksjonskapasiteten (eller overføringskapasiteten mot utlandet). Hvis vi setter prismekanismen til side (for lave priser sammenliknet med det samfunnsøkonomisk riktige nivået som reflekterer risikoen for at magasinene blir tomme), innebærer det i realiteten at vi må ty til rasjonering i perioder med knapphet. I perioder med langvarig overskudd på kraft vil manglende prissignaler (for høye priser) trolig være et mindre problem, men det vil fortsatt gi opphav til en ugunstig disponering av produksjonsressursene og i verste fall spill av vann.

En varierende kraftpris over tid er også viktig for å gi riktige signaler om utviklingen av kraftsystemet. En bevegelse i retning av lavere priser tyder på at vi har overskudd av kraft. Det betyr i sin tur at produksjonskapasitet bør legges ned eller at det er lønnsomt å investere i økt forbruk av el, eventuelt også at det bør bygges utenlandsforbindelser som kan øke verdien av kraftressursene. Høyere priser over tid gir derimot signaler om at det er lønnsomt å bygge ny kraftproduksjon eller redusere forbruket.

Et overordnet poeng er at markedet hele tiden reflekterer den tilgjengelige informasjonen om produksjon og forbruk av kraft og de bakenforliggende drivkreftene. Markedsprisene er på denne måten en helt sentral informasjonsbærer. Uten markedsprisen må den relevante informasjonen framskaffes på andre måter som er mindre effektive.

Varierende kraftpriser på lang sikt er viktig både for å balansere tilbud og etterspørsel over lengre perioder og gi signaler om hvordan kapasiteten i systemet bør endres.

Hvorfor varierer kraftprisen mellom sommer og vinter?

Om vinteren er forbruket av kraft høyere som følge av oppvarmingsbehov, samtidig som tilsiget til vannkraftsystemet er mindre. Det innebærer at de forventede vinterprisene er høyere enn sommerprisene ved en gitt mengde tilgjengelig produksjon (vann i magasinene), jf. det enkle eksempelet ovenfor. Høyere forventede vinterpriser betyr at vannverdiene øker. Det er derfor normalt en økonomisk gevinst for produsentene ved å spare vann om sommeren og heller produsere om vinteren.

Ved svært høye tilsig om sommeren vil det være et stort overskudd av kraft og (svært) lave priser. Dersom prismekanismen ikke får lov til å fungere, blir prisen høyere enn den ellers ville ha vært. Det begrenser etterspørselen (også fra utlandet) og medfører økt sparing av vann i magasinene sammenliknet med hva markedsløsningen gir. Det gir høyere magasinfyllinger ved inngangen til høsten. For høye magasinfyllinger kan imidlertid også være et problem fordi det øker faren for flom, spesielt dersom høsten blir nedbørrik og varm. Svært store overskudd om sommeren er kanskje særlig en faktor som påvirker områdeprisene, men kan også påvirke prisene på nasjonalt nivå.

I noen tilfeller vil sommerprisene være høyere enn vinterprisene. Det skyldes i så fall uventede endringer i forhold til normale situasjoner, for eksempel at høsten blir vesentlig varmere og mer nedbørrik enn normalt. Også i slike tilfeller er det viktig at prisene tillates å variere slik at det gis signaler til produsenter og forbrukere om de underliggende markedsforholdene.

Alle disse eksemplene illustrerer kompleksiteten i spørsmålet om optimal vanndisponering. Prismekanismen er svært viktig som verktøy for vanndisponeringen ettersom den fanger opp all tilgjengelig informasjon om faktisk produksjon og forbruk og markedsaktørenes forventninger til framtiden. Alternativet til å bruke markedsprisene til å disponere vannet er å styre produksjonen administrativt, for eksempel gjennom krav til magasinfylling (som enten kan ligge fast eller tilpasses hvert år avhengig av tilsig og etterspørselsforhold). En mekanisk bruk av faste nivåer for magasinfyllingen skaper risiko for flom dersom grensen settes for høyt. For eksempel vil en nedbørrik høst kombinert med høye temperaturer og lavkonjunktur i industrien raskt medføre at magasinene blir overfylt. Dersom grensen settes for lavt, skaper det på sin side en fare for at magasinfyllingen blir lavere enn det riktige nivået. I fravær av prissignaler fra markedet, blir det da en økt risiko for rasjonering. Skal grensene for magasinfyllingen settes dynamisk, krever det i prinsippet akkurat den samme mengden informasjon som det som er tilgjengelig i markedet. Det er ingen grunn til å tro at en sentral myndighet eller ekspertorgan skal gi systematisk bedre vanndisponering enn det markedsaktørene selv finner fram til. Disse utfordringene gjelder også i en modell der markedsmekanismen kombineres med grenser for magasinfyllingen på ulike tidspunkter.

Vi sikter her ikke til grenser for magasinfyllingen som er satt gjennom konsesjonsvilkårene som primært er begrunnet i miljøhensyn. Det må i denne sammenhengen også gjøres oppmerksom på at konsesjonsvilkår om minstevannføring i praksis begrenser produsentenes frihetsgrader til å disponere magasinene, og reduserer rekkevidden av administrative krav til magasinfyllingen.

Variasjoner i kraftprisene mellom årstider er viktig for å gi signaler om langsiktig disponering av magasinene slik at vi unngår knapphet om vinteren og reduserer risikoen for overløp og flom i andre deler av året.

Hvorfor blir kraftprisen særlig høy i noen timer?

Vi har i de senere årene erfart at kraftprisen kan bli svært høy i enkelte timer. Prisen har i noen tilfeller steget til flere kroner per kWh. Årsaken til slike ekstreme priser er en kombinasjon av flere faktorer:

• El kan ikke lagres, og det må være løpende balanse mellom produksjon og forbruk for å unngå at kraftsystemet bryter sammen. Vi må derfor ha en markedspris som gir balanse mellom produksjon og forbruk.

• På helt kort sikt kan ikke kapasiteten i kraftsystemet økes. Det betyr at en høyere pris ikke fører til økt produksjon innenfor tidsrommet vi ser på her (typisk et døgn). I stedet må prisen stige til etterspørselen reduseres til et nivå der forbruket tilsvarer den tilgjengelige produksjonskapasiteten. Fordi forbruket er relativt lite følsomt for prisendringer på sikt, kreves det et stort utslag i prisen for at den nødvendige responsen skal oppnås.

De ekstreme prisene oppstår typisk når den tilgjengelige produksjonskapasiteten er begrenset som følge av lite vann i magasinene eller at kjernekraftverk i Sverige ikke er tilgjengelige på grunn av vedlikehold eller feil. Risikoen for ekstrempriser øker ytterligere dersom det er kaldt, slik at forbruket som går til oppvarming er høyt.

Dersom det er flaskehalser i nettet, kan prisene bli ekstreme i underskuddsområder, men ikke nødvendigvis i det nordiske markedet samlet.

Motposten til de høye prisutslagene oppover, er at prisene synker raskt ved små økninger i den tilgjengelige produksjonskapasiteten eller reduksjoner i forbruket. Det ser vi også flere eksempler på fra det norske markedet de senere årene.

At prisene blir svært høye i enkelttimer er i dette perspektivet et uttrykk for at markedet fungerer. Dersom prisene ikke kan bli svært høye i situasjoner der produksjonskapasiteten er fullt utnyttet, må forbruket tilpasses på andre måter. I praksis gjenstår bare rasjonering eller tvungen utkobling som alternativ. Det har store samfunnsøkonomiske kostnader dersom vi ikke greier å koble ut de kundene som har lavest betalingsvilje for el. Fordelen med å bruke prismekanismen og markedet er nettopp at vi sikrer at det minst verdifulle forbruket kobles ut. Rasjonering er derfor ikke noe godt alternativ til et fungerende marked.

Dersom prisene ofte når ekstreme nivåer, er det et tegn på at det er behov for mer kapasitet i form av flere/større kraftverk og/eller mer overføringskapasitet mellom Norge og andre land eller internt i Norge. Særlig høye kraftpriser i enkelttimer gir derfor produsentene insentiver til å bygge mer regulerbar produksjonskapasitet, mens forbrukerne kan oppleve at det blir lønnsomt å investere i utstyr som gjør det mulig å ha et mer fleksibelt forbruk (styringssystemer for husholdningsapparater, belysning i næringsbygg og elkjeler som kan kobles ut og erstattes med andre oppvarmingsløsninger er bare noen eksempler).

Det er viktig å se ekstreme priser i sammenheng med prisbildet for øvrig. En pris på 10 kroner i én time øker gjennomsnittsprisen for året isolert sett med 0,1 øre/kWh. De siste fem årene har den høyeste gjennomsnittsprisen i et norsk prisområde vært 46,6 øre/kWh på årsbasis (Midt-Norge i 2010).

At kraftprisene kan bli svært høye i enkelttimer, er en nødvendig forutsetning for at vi skal kunne opprettholde balansen mellom produksjon og forbruk. Alternativet er å ty til rasjonering med administrative virkemidler, som trolig vil gi en mindre god løsning for forbrukerne samlet sett. Mulighetene for svært høye priser gjør det også lønnsomt å investere i ny produksjon og mer fleksibelt forbruk.

Hvorfor varierer kraftprisen mellom områder i Norge?

Kraftprisen på Nord Pool kan variere mellom ulike områder i Norge. Den bakenforliggende årsaken til varierende priser er at vi har ulike regionale kraftsituasjoner. Noen regioner har kraftoverskudd i normale situasjoner, mens andre (som Midt-Norge de senere årene) har underskudd. I regionene med underskudd er det behov for å importere kraft. Hvorvidt et område har overskudd eller underskudd (og størrelsen på overskudd/underskudd), kan endre seg med magasinfylling og tilsig på regional basis.

Dersom det ikke er tilstrekkelig overføringskapasitet i sentralnettet, oppstår det flaskehalser. Flaskehalsene håndteres ved å definere prisområder slik at underskuddsområdene får en høyere pris og overskuddsområdene en lavere pris. Det bidrar til at kraftflyten mellom områdene tilpasses til den tilgjengelige nettkapasiteten. Produksjonen øker i områdene med underskudd og forbruket reduseres. I overskuddsområdene reduseres produksjonen og forbruket økes.

Antall prisområder er ikke fast, men avhenger av hvor det er begrensninger i nettet. De siste årene har antallet ligget mellom 2 og 5. Det har vært en tendens til økende områdeprisforskjeller over tid, men det må samtidig påpekes at prisforskjellene ikke er veldig store når vi ser på gjennomsnittsprisene over lengre perioder. Prisforskjellene kan være svært store i enkelttimer, men konsekvensene for gjennomsnittsprisene er likevel begrenset. Eksempelvis hadde Midt-Norge i perioden 2004 – september 2011 om lag 2,3 øre/kWh høyere pris enn Sør-Norge i gjennomsnitt, eller om lag 7 prosent høyere. Nesten halvparten av denne prisforskjellen over hele perioden skyldtes den svært spesielle kraftsituasjonen i 2008, da prisene i Sør-Norge var svært lave som følge av høye tilsig og innestengt kraft som følge av feil på NorNed og Oslofjordkablene.

Ordningen med områdepriser må forstås i lys av det underliggende fysiske behovet for kontinuerlig balanse mellom produksjon og forbruk. Områdeprisen gir signaler til produsenter og forbrukere om hvor det er mest verdt å øke produksjonen eller redusere forbruket (i områder med kraftunderskudd). Det må understrekes at det ikke er nødvendig at produksjonen er eksakt lik forbruket i den enkelte region for at prisene skal bli like. Poenget er at det må være tilstrekkelig overføringskapasitet til at underskuddsområder får tilstrekkelig med import fra andre landsdeler og at overskuddsområder får eksportert nok til at det blir regional balanse.

Alternativet til områdepriser er derfor at Statnett regulerer produksjon og forbruk direkte (økt forbruk og lavere produksjon i overskuddsområder, lavere forbruk og høyere produksjon i underskuddsområder). I praksis kan Statnett gjøre dette gjennom regulerkraftmarkedet. Regulerkraftmarkedet brukes for å balansere produksjon og forbruk etter at prisene i Nord Pools marked er fastsatt (daglig). Bare produsenter deltar i regulerkraftmarkedet i dag. Statnett kan derfor håndtere flaskehalsene ved å velge bud fra produsenter for oppregulering (i underskuddsområder) eller nedregulering (i overskuddsområder). Et annet alternativ er å gripe inn og styre produksjonen direkte, eller koble ut forbruk (rasjonering).

Bruk av regulerkraftmarkedet eller direkte styring er alt i alt en mindre effektiv løsning enn å bruke områdepriser. I noen situasjoner finnes det simpelthen ikke tilstrekkelig produksjonskapasitet i et underskuddsområde til å dekke forbruket (det vil si forbruksnivået uten bruk av områdepriser). Ved direkte styring må Statnett i prinsippet selv framskaffe all nødvendig informasjon om tilgjengelige kraftverk og kostnader ved å justere produksjonen opp eller ned. Ved å bruke regulerkraftmarkedet har Statnett i det minste informasjon om hvilke kraftverk som kan reguleres og til hvilken kostnad, men det er fortsatt en dårligere løsning enn områdepriser. For det første er det i dagens system bare produksjon som deltar i regulerkraftmarkedet, slik at forbruket ikke ser signalene om lokal knapphet eller overskudd. Produsenter som ikke deltar i regulerkraftmarkedet får heller ikke riktige signaler om vanndisponeringen. For eksempel er det en risiko for at produsenter i underskuddsområder ikke holder tilbake nok vann i knapphetssituasjoner fordi de ikke møter høyere lokale priser. For det andre krever ordningen betydelige ressurser til oppfølging fra Statnetts side og til dels svært detaljert styring av produksjonen. Konkurransen styrkes heller ikke nødvendigvis. Så lenge flaskehalsene er reelle, vil det oppstå muligheter for produsentene til å agere strategisk (misbruke dominerende stilling) uansett metode. Faktisk er det sannsynlig at risikoen for strategisk adferd er høyest hvis det stilles krav om lik pris i hele landet selv om overføringskapasiteten er begrenset. Kostnadene ved å håndtere flaskehalsene må uansett bæres av forbrukerne til syvende og sist, enten håndteringen gjøres gjennom områdepriser eller andre metoder.

Reduserte prisforskjeller mellom markedsområder inngår som en sentral nytteeffekt i Statnetts samfunnsøkonomiske analyser av verdien av investeringer i sentralnettet. Ordningen med områdepriser bidrar på denne måten til å synliggjøre behovet for tiltak i kraftsystemet. Dette gir også signaler til produsenter og forbrukere om hvor det er mest gunstig å lokalisere ny produksjon. Områdeprisene gir ikke perfekte prissignaler. De er imidlertid det beste praktiske alternativet for å gi lokaliseringssignaler innenfor et markedsbasert system (sammen med marginaltapsleddet i nettleien).

Prisforskjeller mellom områder i Norge er et svært viktig verktøy for å balansere tilbud og etterspørsel dersom det er flaskehalser i nettet. Prisforskjellene gir også viktig informasjon om verdien av å utvide overføringskapasiteten mellom regioner.

Hvorfor er kraftprisen i Norge forskjellig fra andre land?

Kraftprisene i andre land i Norden og på Kontinentet påvirkes av brenselspriser og CO₂-kostnader. Kraftprisene i Norge påvirkes av mange av de samme faktorene gjennom alternativverdien av vannet i magasinene. Selv om vi handler el med andre land både i og utenfor Norden, er likevel kraftprisene i Norge forskjellig fra landene vi handler med. Forskjellene kan gå begge veier i den forstand at norske priser noen ganger er høyere enn i nabolandene, andre ganger lavere. Årsaken til at vi får forskjellige priser, er todelt:

• Produksjon og forbruk har forskjellig sammensetning.

• Overføringskapasiteten mellom landene er begrenset.

Kraftproduksjonen i land som Danmark, Tyskland og Nederland er dominert av såkalt termisk kraftproduksjon, som kullkraft, gasskraft og kjernekraft (fordelingen mellom disse teknologiene varierer i de tre landene, Danmark har for eksempel ikke kjernekraftverk). Slike kraftverk er relativt dyre å regulere opp og ned, og derfor er det en fordel om kraftverkene kan kjøres jevnest mulig. Om natten er imidlertid etterspørselen lav, noe som trekker i retning av lave priser. Om dagen er det motsatt. Da er etterspørselen høy, og prisene blir også relativt høye ettersom de høye kostnadene ved å regulere opp og ned produksjonen blir veltet over i markedsprisene. I det norske vannkraftsystemet er derimot kostnadene ved å regulere produksjonen opp og ned vesentlig lavere, og vi har en betydelig magasinkapasitet som kan brukes til å flytte vann mellom ulike perioder. Vi har også et stort industriforbruk som varierer lite over året og døgnet. Som tidligere beskrevet, er det en tendens til at prisene varierer relativt lite over døgnet i Norge.

Generelt vil begrensninger i overføringskapasiteten mellom land føre til forskjellige priser når de underliggende markedsforholdene er forskjellige. Som beskrevet ovenfor er det norske markedet forskjellig fra markedene vi handler med. Når kapasiteten er fullt utnyttet, må prismekanismen sørge for balanse mellom tilbud og etterspørsel. Det betyr i praksis at prisen i området med overskudd blir lavere enn i området med underskudd. Dette er helt tilsvarende ordningen med områdepriser internt i Norge.

Merk at handelen med utlandet ofte vil svinge fra import til eksport over døgnet, slik at hva som er overskudds- og underskuddsområder endrer seg raskt. Når overføringskapasiteten er begrenset, vil lokale forhold i hvert delmarked i stor grad bestemme prisene og handelsmønsteret. I sum trekker de lokale særtrekkene i kraftmarkedene i Nordvest-Europa i retning av eksport fra vannkraftsystemet om dagen og import om natten. Det betyr også at prisene i noen grad nærmer seg hverandre på tvers av landegrensene. Fordi overføringskapasiteten er liten i forhold til størrelsen på de samlede kraftmarkedene, blir likevel den prisutjevnende effekten begrenset.

En økende andel vindkraft både på Kontinentet og Norden medfører at prissvingningene i de ulike markedene blir mindre systematiske enn det vi har beskrevet ovenfor. Det gjelder særlig i perioder med mye vind. Det endrer imidlertid ikke de prinsipielle konklusjonene. Med begrenset overføringskapasitet får vi ikke full prisutjevning mellom land.

Norge og Sverige er for øvrig de to landene som i størst grad har like priser, noe som skyldes at kraftsystemene er tett knyttet sammen fysisk gjennom flere forbindelser og at det er betydelige likheter mellom landene med hensyn til produksjon og forbruk av elektrisitet (men også betydelige forskjeller).

Kraftprisen i Norge blir forskjellig fra andre land fordi overføringskapasiteten mellom landene er begrenset og fordi vi har forskjellige kraftsystemer, selv om de bakenforliggende faktorene som bestemmer prisene i betydelig grad er felles.

Hvorfor kan nettleien variere over året?

Energileddet i nettleien kan variere mye over året. I sentralnettet justeres marginaltapssatsene ukentlig og avregnes til faktisk kraftpris, men også sluttkunder i alminnelig forsyning kan oppleve å betale energiledd som er høyere om vinteren enn om sommeren (vi tenker da ikke på eventuelle justeringer av nettleien i løpet av året av andre årsaker, for eksempel endret inntektsramme eller endringer i forventet forbruk i nettområdet). Nettselskapene er forpliktet gjennom forskrift til å tilby tidsdifferensierte energiledd til kunder som har måleravlesning flere ganger i året (kunder med et forventet årlig forbruk over 8000 kWh).

Tidsdifferensierte energiledd i distribusjonsnettet er ikke et presist verktøy sammenliknet med for eksempel markedsprisen på kraft eller energileddet som beregnes på høyere nettnivåer. Tidsdifferensiering er likevel en praktisk tilnærming som gjør det mulig å reflektere de underliggende samfunnsøkonomiske kostnadene ved overføring av el på et overordnet nivå.

At energileddet varierer over året, skyldes at nettkostnadene i form av marginale tap varierer. Tidsdifferensiering av energileddet kan på den måten bidra til riktigere prissignaler til sluttbrukerne.

Hvorfor har vi et fastledd i nettleien?

Fastleddet i nettleien er uavhengig av forbruket. Fastleddet påvirker ikke nettselskapenes samlede inntekter, men fordeler nettkostnadene mellom kunder og påvirker prissignalene knyttet til bruk av det eksisterende nettet. Begrunnelsen for å ha et fastledd er knyttet til ønsket om å prise overføring av el på en samfunnsøkonomisk effektiv måte og dekke kostnadene. Fordi nettkostnadene i liten grad påvirkes av det løpende forbruket, vil en samfunnsøkonomisk riktig pris på overføring per kWh forbruk bare dekke en liten del av de samlede nettkostnadene. Det er derfor behov for å hente inntekter på andre måter enn energileddet, og fastleddet er hovedverktøyet for å få til dette.

Faste tariffledd er ikke egnet til å gi gode langsiktige signaler til kundene om kostnadene ved å utvide overføringskapasiteten. Til det formålet er anleggsbidrag og energileddet bedre egnet. Kostnadene ved utvidelse av kapasiteten i nettet er sterkt situasjonsavhengige, og et generelt fastledd vil gi svært grove og til dels misvisende signaler. Alt i alt er det ønskelig at fastleddet utformes slik at det i minst mulig grad påvirker kundenes valg av energiløsninger og dimensjoneringen av nettet.

Fastleddet utgjør av disse grunnene ofte en relativt høy andel av den samlede nettleien. I den grad fastleddet i nettleien er feil, er det snarere for lavt enn for høyt. Mange nettselskaper opererer med energiledd i distribusjonsnettet som etter alt å dømme ligger vesentlig høyere enn de marginale tapskostnadene skulle tilsi, og uten at det er generelle begrensninger i nettet som motiverer eventuelle kapasitetsavgifter.

Fastleddet i nettleien har som sin primære funksjon å sørge for kostnadsdekning i nettet på en måte som er mest mulig nøytral, det vil si at den ikke påvirker utnyttelsen av nettet eller kundenes insentiver til å velge alternative energiløsninger.

Hva kan skje med nettleien når AMS innføres?

Alle norske sluttkunder skal få installert avanserte måle- og styresystemer (AMS) innen 2017. AMS-utstyret gjør det mulig å måle forbruket løpende og avregne kundene på grunnlag av faktisk uttak på ulike tidspunkter. I dagens system avregnes forbruket for de fleste mindre kunder i alminnelig forsyning etter sjablonprofiler. Det vil si at forbruket avregnes basert på målerstanden på gitte tidspunkter kombinert med en standardisert profil for uttaket over tid.

For nettselskapene utgjør AMS en mulighet til å differensiere nettleien mellom ulike tidspunkter og eventuelt mellom områder, så lenge differensieringen oppfyller de generelle kravene til nettleien i energiloven med tilhørende forskrifter. Det vil si at differensieringen må være basert på objektive og relevante nettforhold. Differensiering over tid kan skje både over døgnet og over året. En viktig begrunnelse for slik differensiering er at de marginale tapskostnadene varierer med belastningen i nettet. I et distribusjonsnett som i all hovedsak brukes til å transportere el fra overliggende nett til sluttbrukere, vil tapene normalt være høyest om vinteren og på dagtid. Bildet blir mer komplisert på høyere nettnivåer, ettersom både produksjon og forbruk vil påvirke marginaltapene, og i regioner med mye produksjon er det ikke uvanlig at uttak i sentral- eller regionalnettet får et negativt energiledd (det vil si at energileddet innebærer en betaling fra nettet til kundene). Geografisk differensiering kan for eksempel begrunnes i at uttak i en del av nettet medfører høyere tap enn i andre deler.

I tillegg til tapskostnadene kan det også oppstå knapphet på kapasitet. AMS gjør det mulig å sende signaler til sluttkundene om knapphet på overføringskapasitet i form av høye priser på overføring. I den grad det er snakk om knapphet i sentralnettet, vil dette i noen grad dreie seg om å formidle områdepriser til sluttkundene på løpende basis. På lavere nettnivåer, eller ved interne flaskehalser i et prisområde, må det beregnes en egen kapasitetsavgift. Det er adgang til dette i regelverket for nettleie allerede i dag, men i praksis brukes det ikke. Med AMS endres imidlertid mulighetsrommet for slike signaler.

En differensiert nettleie kan påvirke nettkundenes forbruk via flere kanaler. Dels vil det være snakk om påvirkning av kundenes adferd ved at det blir mer lønnsomt å bruke mindre (slukke lys, senke temperaturen osv.). Dels kan det bli lønnsomt å investere i utstyr for automatisk styring av forbruk og andre tiltak som gjør det mulig å flytte eller redusere forbruket av elektrisitet.

Det er også mulig å tenke seg at nettinvesteringene kan reduseres eller utsettes i tid hvis en større del av forbruket blir fleksibelt.

Det må imidlertid understrekes at vi ikke kjenner de fulle konsekvensene av AMS ennå ettersom vi bare er i starten av implementeringen. Det er også viktig å understreke at prissignalene som sendes via AMS-utstyret skal være relatert til reelle samfunnsøkonomiske kostnader. Styrken i signalene skal ikke overdrives (men selvsagt heller ikke det motsatte).

AMS vil gjøre det mulig å differensiere den forbruksavhengige delen av nettleien mellom kunder og over tid, både ut fra tapsforhold og kapasiteten i nettet. En økt differensiering av nettleien på grunnlag av faktiske nettkostnader, vil gi mer presise prissignaler. Det vil i sin tur bidra til en mer effektiv utnyttelse av nettet og lavere totalkostnader i kraftsystemet på kort og lang sikt.

Hva blir prisenes rolle i framtiden?

Kraftprisens hovedfunksjon har historisk vært å gi signaler om verdien av kraft over tid og i ulike regioner. Mulighetene til å lagre vann – og begrensninger i form av magasinkapasitet og overføringskapasitet – er viktige for å forstå selve prisdannelsen i det norske kraftmarkedet. Når det gjelder prisnivået, er balansen mellom produksjon og forbruk, samt endringer i brenselspriser og CO₂-kvotepriser, viktige faktorer. Om vi setter prismekanismen i kraftmarkedet til side, må vi ta i bruk administrative virkemidler. De administrative virkemidlene må dekke tre grunnleggende behov:

• Kort sikt: Tilpasning av forbruk til produksjon fra dag til dag.

• Mellomlang sikt: Riktig disponering av vannmagasinene gjennom sesonger.

• Lang sikt: Sikre riktige investeringer i kraftproduksjon og energibruk.

Det er svært komplisert og informasjonskrevende å få til en koordinering av produksjon og forbruk gjennom administrative virkemidler, og en slik strategi er med stor sannsynlighet mindre treffsikker enn å la markedsmekanismen få virke. Kraftprisen er det helt sentrale verktøyet for å få til en optimal koordinering av produksjon og forbruk fra dag til dag og for å stimulere til investeringer i ny produksjon eller mer effektivt forbruk på lang sikt.

Nettleien skal fylle to funksjoner: Gi riktige prissignaler på kort og lang sikt til produsenter og forbrukere av kraft, og dekke de samlede nettkostnadene. Fordi kostnadene i nettet i stor grad er uavhengige av det løpende forbruket og produksjonen av kraft, er det ønskelig å operere med relativt høye faste ledd for å sikre en mest mulig effektiv utnyttelse og utvikling av nettet.

I framtiden er det sannsynlig at kraftprisen og nettleien blir enda viktigere styringssignaler enn i dag, både i det samlede kraftsystemet og lokalt. Det begrunner vi i følgende:

• Som følge av mål om økt bruk av fornybar kraft og kutt i utslipp av klimagasser, er det ventet et vesentlig større innslag av vindkraft og ikke-regulerbar vannkraft i årene som kommer. Skal vi utnytte slike kraftkilder effektivt, er det avgjørende at vi får til et godt samspill mellom vindkraft/ikke-regulerbar vannkraft og regulerbar vannkraft. Det oppnår vi enklest gjennom markedet. I perioder med mye vind blir prisene lave, noe som trekker i retning av økt lagring av vann. I perioder med lite vind blir prisene (forholdsvis) høye, noe som stimulerer til økt produksjon i de regulerbare vannkraftverkene.

• Energieffektivisering er et annet politisk mål. Markedsprisene og nettleien sier noe om hvor og når verdien av redusert elforbruk er størst. Et godt prisregime for el (både kraftpris og nettleie), der økende prisnivåer reflekterer en høy verdi av forbruksreduksjoner, vil også redusere behovet for offentlig støtte til ulike typer tiltak uten at det har andre negative samfunnsøkonomiske virkninger. Økte elavgifter kan bli for generelt som virkemiddel ved at det straffer elforbruk også i de tilfellene hvor el er billigere enn alternativene.

• AMS skal installeres hos alle sluttbrukere innen 2017. Full utnyttelse av potensialet for reduksjon og flytting av forbruk krever at prisene kan variere mellom nettområder og ikke minst over tid (både over døgnet og mellom sesonger).

I sum innebærer dette at prisvariasjoner mellom områder og over tid blir enda viktigere for at vi skal oppnå en effektiv drift og utvikling av kraftsystemet i framtiden. Prismekanismen i markedet og et riktig utformet system for nettleien er de sentrale elementene for at dette overordnede målet skal nås.