Britiske politikere har i månedsvis drøftet behovet for å fjerne koblingen mellom kraftprisen og gasskostnaden. I sommer fikk vi vår første titt på hvordan de har tenkt å gjøre det.
Den grunnleggende utfordringen er at kraftprisene, som i de fleste markeder, reflekterer marginale produksjonskostnader. I Storbritannia betyr det som oftest prisen på gassfyrt produksjon. Med eksepsjonelt høye gasspriser i Europa for tiden, har forbrukernes strømregninger skutt i været. Dette på tross av at mer og mer strøm kommer fra fornybare kilder.
Det er gode grunner til at råvarer er priset til marginen. Mest åpenbart, hvis forbrukere tilbys strøm til en lavere pris og derfor velger å forbruke mer, vil denne ekstra kraften koste marginalprisen å produsere (mer gass takk). Dette fører til noen ganske vanskelige spørsmål om hvem som skal betale for denne produksjonen, og mer generelt kan det føre til ineffektive resultater.
Så hvordan kan regjeringen få prisene ned? Vel, denne sommeren lanserte den britiske regjeringen sin etterlengtede Review of Electricity Market Arrangements (REMA), en åpen konsultasjon for å utforske mulige alternativer.
Velmenende kommentatorer vil fremheve regjeringens tidlige engasjement med interessenter og vilje til å omfavne radikale reformer. Kritikere vil peke på korrektur av forglemmelser som bevis på forhastede utkast og halvferdige ideer. Uansett hvilken politisk overbevisning du har, etterlater konsultasjonen ingen grenser når det gjelder omfanget av mulige reformer. Fra sentralisert nodeprising til lokale energimarkeder og alt imellom, ingen del av dagens markedsdesign er utenfor søkelyset.
Det mest interessante er kanskje at høringsdokumentet fremhever «hovedtilnærmingene» regjeringen vurderer for å takle utfordringene dagens marked står overfor. Disse inkluderer:
- «deling av markedet i separate markeder for variabel og fast kraft;
- introdusere stedsbestemt prissetting, enten sone eller node;
- reorientere markedet mot distribusjonsnettverket (‘lokale markeder’); [og]
- gå over til betal-som-budt i stedet for betal-som-klar-prising»
Hver av disse endringene vil alene reflektere en radikalt endret tankegang om hvordan det britiske (og europeiske) kraftmarkedet har vært organisert til dags dato og vil utvilsomt utløse betydelig debatt. For å gi en følelse av hva man ser for seg, er det verdt å se nærmere på det første av disse forslagene: å dele markedet inn i separate markeder for variabel og fast kraft.
Som tydeliggjort i selve høringsdokumentet, vil denne endringen innebære implementering av en helt ny markedsmodell, som det ikke finnes noen kjent eksisterende motpart for, og et fundamentalt redesign av både produktets natur (elektrisitet) og markedene som ligger til grunn for det.
Nøkkelkonseptet, tilsynelatende hentet fra en artikkel fra 2017, er å definere to nye varer for å erstatte elektrisitet slik vi i dag kjenner den. Nærmere bestemt vil det nåværende kraftmarkedet bli erstattet av distinkte markeder for «variabel kraft» og «fast kraft».
Variabel kraft, alternativt kalt «som tilgjengelig kraft», vil dekke kraftproduksjon som ikke kan produceres til en spesifisert forbruksprofil. Dette vil inkludere en rekke fornybare produksjonsteknologier som vind og sol. Fast kraft, derimot, vil dekke kraft som kan sendes mer eller mindre etter eget ønske, som gassfyrt produksjon.
Å dele markedet på denne måten gir en fristende mulighet for distinkte priser for fornybar produksjon, eller med andre ord, et middel for å unngå å betale vindprodusenter for gasskostnadene.
Konseptnotatet som er sitert i høringsdokumentet, antyder at prisen for variabel kraft vil reflektere de langsiktige kostnadene til de aktuelle generatorene, og dermed overvinne problemet med at mange fornybare produksjonsteknologier har marginale (drivstoff)kostnader som er nær null. I motsetning til dette vil markedet for fast kraft se noe likt ut som dagens kraftmarked, med priser som reflekterer marginalkostnadene ved produksjon.
Leverandører (eller forbrukere) vil da kjøpe en kombinasjon av fast og variabel kraft. Nøyaktig hvordan markedet for variabel kraft ville fungere er langt fra klart. Selv det refererte konseptdokumentet, beskrevet av høringsdokumentet som “det mest detaljerte forslaget av denne typen”, ha bare et uklart begrep om hvordan markedet ville fungere. Den sentrale implikasjonen er imidlertid at variabel kraft kjøpes med risiko for manglende leveranse, for eksempel når vindstyrkene er lave. I slike tilfeller må leverandører og forbrukere enten redusere etterspørselen for å matche tilgjengelig produksjon eller muligens kjøpe mer fast kraft for å kompensere.
En rekke praktiske spørsmål dukker opp på dette punktet. For eksempel, hvis forbrukernes etterspørsel etter variabel kraft overstiger tilbudet, hvordan er den tilgjengelige forsyningen fordelt mellom forbrukerne? Hvis prisene for variabel kraft er lavere enn for fast kraft, hvilke straffer eller tilleggskostnader begrenser forbrukernes etterspørsel etter lavkost variabel kraft? Hvis prisen på variabel kraft kan stige for å forhindre overflødig etterspørsel, hva vil hindre den prisen fra å bare stige til lik kostnadene for den faste kraften?
Åpenbart nok stiller tomarkedskonseptet flere spørsmål enn det besvarer. Selvfølgelig må alle design starte et sted, og det vil være urimelig å forvente at den britiske regjeringen kommer med et ferdig utformet forslag. Det vil imidlertid være nødvendig å tenke mye før en tomarkedsmodell kan implementeres.
Kanskje den beste måten å tenke på disse problemene er som et ønske fra regjeringen om å innlemme en slags massiv multi-prosjekt kraftkjøpsavtale for lav-marginalkostnad, lavkarbonproduksjon i markedsdesignet. Forbrukere vil betale inn noe som reflekterer langsiktige produksjonskostnader og bli kreditert med en usikker strøm av lav-marginalkostnadsgenerering. I så måte er disse forslagene ikke så langt unna den tyske regjeringens vurdering av en kollektiv kraftfinansierings-/innkjøpsmekanisme for industrien.
Det kan hevdes at britiske forbrukere allerede effektivt gjør dette i henhold til gjeldende differansekontraktordninger. Selv om overføringene er finansielle snarere enn fysiske, må støttede vindprodusenter allerede betale tilbake pengene som er tjent på høyere kraftpriser enn forventet.
Det er noen grunnleggende spenninger som ligger til grunn for disse initiativene som kommer til å gi utfordrende politikkutforming. Mest åpenbart:
- Hvordan betaler du for massive investeringer i lavkarbonproduksjon mens du holder forbrukerregningene nede, og
- Hvordan holder du prisene nede samtidig som du oppmuntrer til energieffektivitet og fleksibilitet på etterspørselssiden?
Gjennomgangen av strømmarkedsordningene er en oppfordring til en radikal revurdering av hvordan man kan møte disse utfordringene og derfor en spennende mulighet til å prøve å komme med noen svar.
