MarIus

4.3.1 Markedsmodellenes overholdelse av kapasitetsreglene

Det første kriteriet som skal analyseres er hvordan markedsmodellene overholder kapasitetsreglene ved integrering av hybridforbindelser i markedet. Ved HM-modellen vil regelverket gi utfordringer for klassifisering av hybridforbindelser, og strukturelle flaskehalser ved overholdelse av kapasitetsreglene.^{(1) Del 3.3.1.} Interne strømmer fra havvindsparken og importen av kraft fra utlandet konkurrerer om kapasiteten på utvekslingsforbindelsen. For at HM-modellen skal fungere i praksis, må hybridtilkoblede havvindparker justere sine strømmer^{(2) Del 4.3.4 punkt II.}, få prioritert tilgang etter unntak- eller derogasjonsreglene^{(3) Del 3.3.3 og 3.3.4.}, eller systemoperatører må foreta korrigerende tiltak^{(4) Del 3.3.1.}. Det vil si at hovedreglene om maksimal/70 prosent kapasitet kan som utgangspunkt ikke overholdes, for å sikre hybridtilkoblede havvindparker overføringskapasitet inn til hjemmemarkedet.

I OBZ-modellen, vil havvindparkene ikke være en del av budområdet til et tilgrensende land, men allokeres til et eget budområde til havs. Budområdegrensen vil samsvare med hvor de strukturelle flaskehalsene oppstår. Både kraftflyten fra havvindparkene og importert kraft fra andre land eller budområder, betraktes da som «grensekryssende» strømmer i henhold til 3el-forordning artikkel 2 nr. 2 bokstav b og 4el-forordning artikkel 2 nr. 2. Kapasiteten i hybridforbindelsene kan da i sin helhet «stilles til rådighet for markedsdeltakerne» etter 3el-forordning artikkel 16 nr. 3 og 4el-forordning artikkel 16 nr. 4.^{(5) NSWPH (2020) s. 14.} Overføring av kraft mellom land bidrar derfor ikke til at havvindproduksjon må strupes. Som utgangspunkt vil dermed OBZ-modellen kunne integrere hybridprosjekter ved å overholde gjeldende kapasitetsregler.

4.3.2 Rettsvirkningen for kapasitetstildeling, kraftflyt og lastfordeling

Videre er det relevant å se hvordan markedsmodellene bidrar til oppfyllelse av krav til effektiv utnyttelse av ressursene etter regelverket. Kraftmarkedet bør sørge for at ressursene blir utnyttet effektivt og at forbrukere får lavest mulig pris.^{(6) 4el-forordning fortalen punkt 2: «safe, secure, sustainable, competitive and affordable energy […] [delivered by] cross-zonal trade […] remains the foundation of an efficient energy market».} Kraftutveksling er organisert slik at kraften til enhver tid flyter fra områder med lav pris til områder med høy pris.^{(7) Statnett (u.å.c).} Prisen i budområdene og kraftflyten mellom dem, blir fastslått i døgnmarkedet ved implisitt auksjon på kraftbørsen (Nord Pool).^{(8) Del 2.2.2.} Handelen baseres på «priskoplingsalgoritme[n]» foretatt av markedskoplingsoperatøren^{(9) CACM art. 7 jf. art. 2 annet ledd nr. 30.}, for samtidig «matching» av ordrer og tildeling av utvekslingskapasitet mellom budområder.^{(10) CACM art. 2 annet ledd nr. 28. Del 4.2.2 for definisjon av priskoplingsalgoritme.} «Matching» er den handelsprosessen der salgsordrer matches med kjøpsordrer, jf. CACM art. 2 annet ledd nr. 20. Tildeling av utvekslingskapasitet vil avgjøre kraftflyten, som igjen påvirker lastfordelingen.(11) 3el-direktiv art. 15. 4el-forordning art. 12.Dette er utvekslingskapasitet hvert kraftanlegg i utgangspunktet blir tildelt og skal anvende for å utveksle produksjon, også kalt «dispatch».^{(12) Jones (2020) s. 47.}

Ved HM-modellen vil havvinproduksjonen være interne strømmer. Dersom andre budområder har lavere kraftpris enn hjemmemarkedet, vil kraft importeres. Kraften fra havvindproduksjon skal flyte internt i budområdet i retning av hjemmemarkedet. De interne strømmene og kraftimporten konkurrerer da om overføringskapasiteten. Ulempen med HM-modellen medfører flere ineffektivitetsvirkninger.

For det første vil «tildelingsbegrensninger» gi lite hensiktsmessige rettsvirkninger.^{(13) Del 2.3.1.} Dette begrenser handelskapasiteten og rammer havvindparken som kun kan tilby produksjonen til hjemmemarkedet, ekstra hardt. For det andre vil markedsrelaterte flaskehalser, definert i CACM artikkel 2 annet ledd nr. 17, kunne begrense det økonomiske overskuddet.

Unntak og derogasjon kan bidra til å løse dette på kort sikt, ved å gi prioritert tilgang og lastfordeling til hybridprosjekter.^{(14) 4el-forordning art. 2 nr. 20.} Ved prioritet, vil systemoperatør måtte sikre overføringskapasitet tilsvarende forventet havvindproduksjon. Utfordringen knytter seg da til beregning av utvekslingskapasitet.^{(15) CACM art. 14 og del II kapittel 1.} Feilberegning eller værendring, kan medføre behov for korreksjonstiltak eller fysiske flaskehalser.^{(16) CACM art. 2 annet ledd nr. 19.} Det innebærer at HM-modellen i praksis kan medføre en lite effektiv utnyttelse av utvekslingskapasiteten og kraftflyten, som ikke er i tråd med de rettslige kravene for kraftmarkedet.

Ved OBZ-modellen er havvindparken i et eget budområde til havs som behandles tilsvarende et eget budområde på land. Kraftflyten vil være en del av priskoplingsalgoritmen. Gjeldende regler for kraftmarkedet vil gi effektiv kraftflyt og kapasitetstildeling på utvekslingsforbindelsene i budområdet til havs. Det følger av at havvindproduksjonen ikke reduseres av dyrere import, og ved at det ikke blir solgt mer kraft enn kablene kan overføre. Markedet vil optimalisere lastfordelingen i budområdet til havs under hensyn til flaskehalsene i både døgn- og intradag-markedet.^{(17) 3el-forordning vedlegg I punkt 1.7. CACM art. 16-17 om nettmodeller.} OBZ-modellen vil dermed oppfylle effektivitetskravene regelverket stiller for kraftmarkedet.

4.3.3 Prisdannelsen for hybridtilkoblede havvindparker

Ved HM-modellen vil havvindparkene motta områdeprisen i budområdet de tilhører i hjemmemarkedet.^{(18) Del 2.2.2.} Ved OBZ-modellen vil imidlertid prisen avgjøres av tilbud og etterspørsel i budområdet til lands, og mulighetene for import og eksport.

NEMO skal utvikle algoritmer for handel på kraftbørsen i henhold til CACM artikkel 38 og 39. Områdeprisen i budområdet til havs kan da bestemmes av marginalprisen i tilknyttet budområder til lands, med tilgjengelig kapasitet i utvekslingsforbindelsene.^{(19) PROMOTioN (2020) Vedlegg 5. s. 210-212.} Rettsvirkningen blir at dersom det er flaskehals på utvekslingsforbindelsen fra budområdet til havs til budområdet med den høyeste områdeprisen, vil prisen bestemmes av budområdet med den nest høyeste prisen og tilgjengelig overføringskapasitet.

Dette illustrerer at regelverket for priskoplingsalgoritmen, kan resultere i at havvindparkene oppnår lav pris under OBZ-modellen, dersom det er flaskehals på forbindelsen til høyprisområdet. Til tross for at CACM artikkel 38 nr. 1 oppstiller et mål om å «skape størst mulig økonomisk overskudd» og fremme «effektiv prisdannelse», vil det ikke være tilfelle for hybridtilkoblede havvindparker under OBZ-modellen.

4.3.4 Tilgjengeliggjort overføringskapasitet (TOK) og balansering

Et ytterligere element som er relevant for analysen er hvordan regelverket og valg av markedsoppsett påvirker TOK og balansering. Det sentrale spørsmålet er hvordan reglene påvirker lønnsomheten for havvindprodusenter, og hvordan overholdelse av regelverket påvirker investeringsinsentivene.

I. Tilgjengelig overføringskapasitet (TOK): innvirkning på inntektsfordelingen

TOK og områdeprisene til lands er det som avgjør fordelingen av inntektene mellom havvindparker og systemoperatør.^{(20) For TOK se del 2.3.2 om flaskehalsinntekter.} Dette vil se ganske forskjellig ut i HM-modellen og OBZ-modellen.

Dagens HM-modell innebærer at når hybridtilkoblede havvindparker sitt knutepunkt inngår i høyprisområder, så vil havvindparken tjene på prisspredning i markedet. På grunn av tilgangen til hjemmemarkedet får havvindparkene inntekt per volumenhet som sendes inn i nettet basert på den høye områdeprisen til lands. I motsatt tilfelle får havvindparken redusert inntekt dersom hjemmemarkedet har en lav områdepris. Dette følger av at det tilknyttede knutepunktet inngår i budområdet til lands, hvor kraft kan flyte uten kapasitetstildeling.^{(21) Del 2.2.2.} Systemoperatør får da ingen flaskehalsinntekter fra havvindproduksjonen som følge av kapasitetstildeling. Prisspredningens påvirkning av produsentenes inntekter har dermed ikke virkning for flaskehalsinntektene til systemoperatør.

Ved OBZ-modellen vil havvindprodusentene få områdeprisen som dannes i det tilknyttede budområdet til havs. Områdeprisen i budområdet til havs avgjøres av det landlige budområdet med høyest områdepris og tilgjengelig kapasitet. Ved flaskehals til høyprisområdet får de systemoperatører flaskehalsinntektene fra kapasitetstildelingen på denne forbindelsen, og havvindparken får en tilsvarende lavere inntekt. Det gjelder selv om deler av havvindproduksjon faktisk sendes til høyprisområdet.^{(22) Se illustrasjon i 4.3.3 for beskrivelse av prisdannelsen.} Dette innebærer at gjeldende regelverk anvendt på OBZ-modellen medfører en inntektsforskyvning fra havvindprodusentene til systemoperatører. Med andre ord, så er rettsvirkningene av gjeldende regelverk, at hybridprosjekter under OBZ-modellen får redusert lønnsomhet. Det vil i negativ grad påvirke investeringsinsentiver.

II. Balansering

Ved HM-modellen kan fysiske flaskehalser oppstå på transmisjonsnettet mellom knutepunktet og hjemmemarkedet i balansemarkedet. Handelen i døgn- og intradag-markedet kan skape «ubalanse» som utgjør «forskjellen mellom det tildelte volumet» som er tilskrevet produsenten i lastfordelingen, og «den endelige posisjonen for» produsenten, innenfor en gitt balanseavregningsperiode^{(23) EB art. 2 annet ledd nr. 10 «tidsenhet» for ubalanse.}, jf. EB artikkel 2 annet ledd nr. 8. Markedsaktørene er etter 3el-forordning vedlegg 1 nr. 2.13 selv forpliktet til å bære ansvaret for de «finansielle følgene [...] knyttet til [at] kapasitetstildelingen ikke oppfylles». Det vil si at de er økonomisk ansvarlig for ubalansen de skaper.^{(24) 4el-forordning art. 5 nr. 1 angir eksplisitt at «[a]ll market participants shall be responsible for the imbalances they cause in the system (‘balance responsibility’)»} Det vil likevel være systemoperatører som etter 3el-forordning artikkel 12 nr. 2 «skal fremme driftsordninger som sikrer optimal forvaltning av nettet, og fremme [...] integrasjon av ordninger for balansering». Hertil skal systemoperatør «anskaffe den energien de bruker for å dekke energitap og reservekapasitet i sine nett», jf. 3el-direktiv artikkel 15 nr. 6.^{(25) EB art. 14 nr. 1 gir systemoperatør «ansvar for å kjøpe balansetjenester». 4el-forordning art. 6 nr. 8 og art. 34.} Videre vil systemoperatør i følge CACM artikkel 79 måtte dekke kostnader ved ubalanser. De systemoperatører bærer sånn sett ubalanserisikoen.

Ubalansen avregnes til en pris, som gjenspeiler energiens verdi i realtid.^{(26) 4el-forordning art. 6 nr. 5.} Prisen i hver «balanseavregningsperiode for en ubalanse i hver retning», utgjør «ubalansepris[en]».^{(27) EB art. 2 annet ledd nr. 12. 4el-forordning art. 2 nr. 16.} Siden knutepunktet er en del av budområdet til lands, får man ingen egen ubalansepris til havs. Produksjonen må uansett fraktes til land for å rette opp energibalansen. Når havvindparken ikke får egen ubalansepris til havs, blir konsekvensen at ubalanseprisen ikke gjenspeiler havvindproduksjonens verdi.^{(28) Statnett (2022b) s. 6-7.} Dersom ubalansen krever en oppjustering av havvinproduksjonen, kan det heller ikke fraktes til land uten at systemoperatør for eksempel iverksetter innskrenkingstiltak, slik at det ikke blir en fysisk flaskehals til hjemmemarkedet. Det gir økte utgifter for systemoperatør, som må kompensere aktørene tilsvarende.^{(29) Del 3.3.1.} Regelverket gir da ikke insentiver til å løse balanseringsproblemer som oppstår der havvindparken er plassert.

For OBZ-modellen vil det være separate budområder til havs, slik at produksjonsjusteringer og balansering avhenger av ubalanseprisen i budområdet til havs.^{(30) EB art. 2 annet ledd nr. 13, art. 18 nr. 6 bokstav g og avdeling 5, kapittel 4.} Balanseringsansvarlig i budområdet til havs vil etter EB artikkel 2 annet ledd nr. 7 være havvindprodusentene eller disses «valgte representant som er ansvarlig for markedsdeltakerens ubalanse». Ubalanseprisen vil avgjøre hvilke insentiver som gis balanseansvarlig. Fordelen med en ubalansepris til havs, er at det konkretiseres hvor problemet oppstår, og gir insentiver til å foreta løse problemet der det oppstår. Avhengig av utvekslingskapasiteten mellom budområdene og hvordan et slikt balanseringsmarked utformes, vil det være begrensede muligheter for havvindparken til å bidra i balanseringen. Utformingen av et balanseringsmarked under OBZ-modellen vil ikke gås nærmere inn på i denne avhandlingen, men må uansett være i samsvar med kravene om et transparent, rettferdig og ikke-diskriminerende marked.^{(31) EB fortalen punkt 8 og 17, art. 3 nr. 1 bokstav e.}

4.3.5 Redusert inntekt ved marginalprising

Videre er det et spørsmål om reglene for marginalprising, kombinert med reglene for tildelingsbegrensninger, vil påvirke hvor risikoutsatt havvindparkene er. Prisvolatiliteten, i form av hvor mye prisene svinger på knutepunktet, vil sannsynligvis være mindre under OBZ-modellen enn HM-modellen. Det følger av at det er en større mengde utnyttbar kapasitet fordelt over utvekslingsforbindelsene, sammenlignet med markedsvolumet av antall kunder, etterspørsel og forbruk. Sammenlignet med HM-modellen, hvor det er større mulighet for både lave og høye priser, så oppnår havvindprodusentene i OBZ-modellen alltid lav pris. Ulempen er at lave priser har en betydelig større innvirkning på prosjektverdien, enn fordelen fra høye kraftpriser har.^{(32) Hodt (2022) s.27.} Regelverkets finansielle risikovirkninger for hybridprosjekter under OBZ-modellen gjør prosjektene lite attraktive. Det kreves dermed en grundigere analyse av OBZ-modellen for å sikre rettslige investeringsinsentiv for utvikling av hybridprosjekter.