Oppsummering av konkurranseforhold

StilltiendesamarbeidogbyttekostnaderbrytermedBertrand-paradokset,og

girderformulighettilåtjenepositivprott.Ienmodellmedstokastiskskift

i vekstraten til prottnivået, bygget på Bagwell og Staiger (1997), har jeg

argumentert for at samarbeidsprisen i kraftmarkedet er medsyklisk, gitt at

spotprisen er positivt korrelert over tid. Senker kraftleverandørene sin pris

marginalt under samarbeidprisen i faser medhøyspotpris,vil gevinsten av

økt prott på kort sikt være større enn neddiskontert kostnad av priskrig.

For å dempe fristelsen til å bryte ut av samarbeid må kraftleverandørene

nedjustere samarbeidsprisen i faser med lavt prottnivå i markedet slik at

Iovergangermellomopp-ognedgangsfaserendresinsentiveneforsamarbeid.

Nårdeterethøyt prottnivå imarkedet, kan samarbeidsprisenigjen settes

opp.

BagwellogStaiger(1997)viserhvordan interaksjonenmellombedriftene

varierer mellom perfekt samarbeid, medsyklisk samarbeid og perfekt kon-

kurranse når vekstratene iprottnivået imarkedet erpositivkorrelert over

tid. For at kraftleverandørene skal kunne opprettholde høy samarbeidspris

i alle perioder uavhengig av om spotprisen på Nord Pool øker eller faller,

måkraftleverandørene forvente kortvarige faser med lavt prottnivå. Ellers

blir kostnaden av priskrig for høy. Dersom varigheten av nedgangsfasen er

forlangtilatkraftleverandørene kanopprettholdeliksamarbeidspriserialle

perioder, vil samarbeidsprisen være medsyklisk. Kraftleverandørene vil da

reduseresamarbeidsprisenifasermednedgangfor atutbruddsprotten skal

falle, og øke samarbeidsprisen i oppgang. Jo lengre kraftleverandørene for-

venterat nedgangsfasenskalvare,destolaveresamarbeidspris mådesette i

nedgangsfaserforåhindreavvikfrasamarbeid.Jokorterekraftleverandørene

forventeratoppgangsfasenskalvare,jomermådenedjusteresamarbeidpri-

sen i oppgangsperioder. Dersom forventet varighet av nedgangsfasen erfor

langrelativttilforventetvarighetavoppgangsfasen,vilbådeliksamarbeids-

prisialle perioderog periodevissamarbeidværeumulig.

Transaksjonskostnader, lærekostnader og psykologiske kostnader repre-

sentererulikeformer forbyttekostnader somkanværeaktuelleikraftmarke-

det.Kraftleverandørenemåbalanseremellomhøyepriserforåutnyttedelvis

innelåste kunderog lave priserfor å kunnekonkurrere omnye sluttbrukere,

samt sluttbrukeresom ønskerå inngånykraftprisavtale.Ikraftmarkedeter

detetrelativt stort antall kraftleverandører med asymmetriske markedsan-

deler. Dette svekker kraftleverandørenes evne til å sette høyere priser enn i

fravær avbyttekostnader. Typisk vildet være slik at små kraftleverandører

har lite å tape, men mye å vinne på priskutt. Dermed presses prisene ned.

Meneksistensavbyttekostnaderikraftmarkedetvilføretilat deteravhen-

gighet mellommarkedsandel itidligere perioderogprotten idag(Beggsog

Klemperer, 1992). Svakere responsi etterspørselen ved priskutt gir kraftle-

verandørene etmindreinsentiv tilåredusereprisene. Konkurransenmellom

kraftleverandørererderfor mindreaggressivenn ifraværavbyttekostnader.

Dersom det er slik at eksistens av byttekostnader fører til høyere priser i

kraftmarkedet, må det være attraktivt for nye kraftleverandører å etablere

segikraftmarkedet. Jeghar argumentert for at kraftleverandørenesgevinst

i form av økt prott på kort sikt ved å utnytte allerede innelåste kunder

gjennom høye priser, dominerer over insentivet til å sette lave priser for å

tiltrekkesegnyekunder for åfåøkt prottiframtiden.Ietkonkurransepo-

litiskperspektivbørderforomfangetavaktivitetersomøkerbyttekostnader

i omsetningsleddet i kraftmarkedet begrenses. Samtidig bør det stimuleres

tilaktiviteter som redusererbyttekostnader.

Priser, produkter og forbruk

Markedet for elektriskenergi erpreget av sesongrelaterte etterspørselsving-

ninger.Husholdningskundene idetnordiske kraftmarkedet benytteristørre

grad elektrisk energi som oppvarmingskilde om vinteren enn om somme-

ren. Jegvurderer ulike kraftprisavtaler, og sammenligner prisnivå hosulike

kraftleverandører. Ved å la prisene avhenge av forbruksprolen til private

konsumenter kontrollerer jeg for at forbruket er kraftig sesongpreget. Med

forbruksveide prisersammenligner jeg kraftprisavtaler og prisnivå hosulike

kraftleverandører basert på kundens faktiske kostnader. Når prisen settes i

forhold til forbruk, får lave priser i sommermånedene mindre eekt. I mot-

setningtilforeksempelvonderFehretal.(2004),somikketarhensyntilat

forbruketavelektriskenergi svingeriløpetavåret, sammenlignerjeg derfor

kraftprisavtaler og kraftleverandører ved å vekte prisene tyngre i perioder

medhøytforbruk.

I den forbruksveide analysen setter jeg fokus på prisforskjeller mellom

Standard variabelkraftpris og Markedskraft,samtprisforskjellermellom

ulike leverandøreravStandard variabelkraftpris.

1

For detførste viserjeg

prisforskjellenmellomStandardvariabelkraftprisogMarkedskraft hos20

ulike kraftleverandører ved å sammenligne kostnad ved 20 000 kWh i årlig

forbruk i perioden 1999-2004. I en grask framstilling av prisutviklingen

til Fjordkraft, uke for uke i den aktuelle perioden, er prisene forbruksveid

gjennomtransformasjonavdenhorisontaletidsaksen.Fordetandreviserjeg

prisforskjelleneiStandard variabelkraftpris for32ulikekraftleverandører.

Erprodukteneiomsetningsleddetutformetslikatkundeneitilstrekkelig

gradskjermesmotuventedespotprisøkninger?Vedåsammenligne forbruks-

veidepriseriStandard variabelkraftpris ogMarkedskraft vinteren2002-

2003 viser jeg at standardkontrakten ikke skjermer kundene mot kraftige

1

Fastpriskontrakterskillerseg fra Standardvariabelkraftpris ogMarkedspris ved

atprisen erkonstant overetlengretidsrom.En muligframgangsmåtefor åvurdereom

fastprisavtalergirhøyereellerlaverepriserennStandardvariabelkraftpris ogMarkeds-

kraftienforbruksveidanalyseeråvurderefastprisavtalerutfraensammenligningmed

langsiktigeterminkontrakter.

Ukentlige data for Standard variabel kraftpris er hentet fra Konkur-

ransetilsynetskraftprisoversikt.

2

Markedskraft ersatt sammenavukentlig

spotpris fra Nord Pool basert på områdepris for Bergen, og data for kost-

nadspåslagetfraKonkurransetilsynet.

3

Nettleien,somkundenbetalertildet

lokalenettselskapet, kommeritillegg til prisen.

Prisene er forbruksveid med ukentlige data for justert innmatingsprol

fra BKKi perioden 1999-2004. Justertinnmatingsprol gir presis forbruks-

vektingavprisen somprivatekonsumenter betalerfor elektriskenergi,fordi

prolenviserfaktiskkraftuttakforprivatesluttbrukeretimefor time.Ifølge

NVE måler private sluttbrukere sitt strømforbruk gjennom manuell avles-

ningav strømmåler 1 til 12 ganger årlig, avhengig avnettområde og totalt

forbruk.Større kunderinnennæringogindustrihar derimottimebasert,au-

tomatiskavlesing.Ved hjelpavjustertinnmatingsprol erdetmulig åskille

forbrukettilprivatekunderfradettimemålteforbrukettilstørreforbrukere.

Prolenregnes utvedå trekke timemåltforbrukognettap fratotalmengde

kraft i et nettområde.

4

Restforbruket blir fordelt på kunder med manuell

avlesing. Resultatet er gjennomsnittlig uttaksprol for private sluttbrukere

idetaktuelle nettområdet pertime(Jonassen, 1999).

Jegstartermedå sammenligneforbruksveidepriseriStandard variabel

kraftpris og Markedskraft. Deretter sammenligner jeg prisene hos ulike

leverandøreravstandardkontrakten. Itillegg presenterer jeg deskriptivsta-

tistikkforregresjonenavprisen iStandardvariabelkraftpris motspotpris.

4.1 Forbruksveid analyse av kraftprisavtaler

Itabell4.1erkraftleverandørene sortertsynkendeetter prisforskjellmellom

Standard variabelkraftpris ogMarkedskraft ved 20 000 kWhi årligfor-

bruki perioden 1999-2004.

5

Kraftleverandørene iutvalget strekkersegover

ulikegeograskeområder.Enkeltetilbyrsineproduktertilstoredeleravlan-

det,andre kuniegen kommune. Tiltrossfor ulikdekningsgrad har jeg satt

etskillemellomlandsdekkende(merketmedstjerne),ogikke-landsdekkende

leverandører.

2

Priseneerutenavgifter.Ifølgemerverdiavgiftsloveninngårforbruksavgiftenigrunn-

lagetformerverdiavgift,slikatmerverdiavgiftenerfjernetførforbruksavgiften.

3

Konkurransetilsynetskraftprisoversikthardataforkostnadspåslagettilbaketiluke38

i2003.Manglendedatafra1999tiluke37i2003ererstattetmedobservasjoneriuke38i

2003.Konkurransetilsynetsprisoversiktviseratkraftleverandøreneholderkostnadspåsla-

getuendretoverlengretid.

4

Overføringavkraftkreverogsåenergi.IfølgeNVEblirdenenergiensomgårmedtil

dettekaltnettap.For åminskenettapetøkesspenningennår kraftoverføres overlange

avstander.

5

Datafor UstekveikjaEnergi i1999 ersattsammenavprisenhosUstekveikjaEnergi

(Hol) og gjennomsnittlig dieranse mellom lokal og landsdekkende pris hos selskapet i

perioden2000-2002.Gjennomsnittligdieranseidenneperiodener1,79øre/kWh.

000kWhetterkraftprisavtale1999-2004,NOK*kWh.Kilder:KT,NordPoologBKK.

1999 2000 2001 2002 2003 2004 Totalt

FjordkraftAS*:

Standardvariabelkraftpris 2773 2639 4294 5467 9150 6374 30698

Markedskraft 2653 2440 4364 5051 6874 5444 26827

Dieranse 120 199 -70 416 2276 930 3871

JotunKraftAS:

Standardvariabelkraftpris 2776 2778 5788 4187 8190 5774 29492

Markedskraft 2669 2656 4348 5035 6858 5428 26994

Dieranse 107 121 1440 -848 1332 346 2498

HelgelandsKraft AS:

Standardvariabelkraftpris 3128 2820 4109 4567 8259 5791 28647

Markedskraft 2669 2456 4148 4835 6845 5354 26307

Dieranse 459 364 -39 -268 1414 437 2367

RøykenKraftAS:

Standardvariabelkraftpris 2952 2815 4285 4586 8437 6064 29140

Markedskraft 2846 2628 4342 5029 6852 5422 27120

Dieranse 106 187 -57 -443 1585 642 2020

TrønderEnergiKraftAS:

Standardvariabelkraftpris 2847 2803 4237 4405 8219 5718 28230

Markedskraft 2719 2506 4198 4885 6708 5278 26294

Dieranse 129 297 39 -480 1511 440 1936

SognekraftAS*:

Standardvariabelkraftpris 3033 2798 4201 4335 7994 5605 27966

Markedskraft 2697 2484 4176 4863 6686 5256 26162

Dieranse 336 314 25 -528 1309 349 1804

IshavskraftAS:

Standardvariabelkraftpris 3286 3093 4343 4673 8016 5756 29167

Markedskraft 2709 2756 4448 5135 6958 5528 27534

Dieranse 577 336 -105 -462 1058 228 1633

RaumaEnergiKraftAS:

Standardvariabelkraftpris 3067 2865 4252 4535 7858 5659 28236

Markedskraft 2705 2492 4184 5113 6936 5428 26858

Dieranse 363 372 68 -578 922 231 1378

NordmøreEnergiverkAS:

Standardvariabelkraftpris 3134 2858 4161 4334 7755 5676 27918

Markedskraft 2793 2580 4272 4959 6782 5352 26738

Dieranse 341 278 -111 -625 973 324 1180

LyseAS*:

Standardvariabelkraftpris 2923 2725 4118 4197 7580 5493 27035

Markedskraft 2677 2464 4156 4843 6666 5236 26042

Dieranse 246 261 -38 -646 914 257 993

StrandaEnergiverkAS*:

Standardvariabelkraftpris 2808 2819 4336 4394 7726 5614 27696

Markedskraft 2789 2576 4267 4954 6777 5347 26710

Dieranse 19 242 69 -560 949 267 986

StrynEnergiAS:

Standardvariabelkraftpris 2972 2815 4107 4095 7315 5683 26987

Markedskraft 2697 2484 4176 4863 6686 5259 26165

Dieranse 276 330 -69 -767 629 424 823

Standardvariabelkraftpris 2742 2635 3969 4139 8396 5619 27500

Markedskraft 2793 2580 4272 4959 6782 5352 26738

Dieranse -51 55 -303 -820 1614 267 762

KvamKraftverkAS:

Standardvariabelkraftpris 2969 2748 4183 4217 7855 5537 27509

Markedskraft 2797 2584 4276 4963 6786 5353 26759

Dieranse 172 163 -93 -746 1069 184 750

LusterEnergiAS*:

Standardvariabelkraftpris 2717 2904 3886 4299 7749 5522 27078

Markedskraft 2743 2530 4222 4909 6732 5302 26438

Dieranse -25 374 -336 -610 1017 220 640

Tussa-24AS:

Standardvariabelkraftpris 2987 2765 4108 4167 7653 5580 27256

Markedskraft 2827 2614 4306 4993 6816 5386 27256

Dieranse 160 151 -198 -831 837 194 314

UstekveikjaEnergiAS*:

Standardvariabelkraftpris 2724 2581 3874 3838 7432 5319 25768

Markedskraft 2617 2404 4095 4782 6605 5175 25678

Dieranse 107 176 -221 -944 827 144 90

LierEnergiAS:

Standardvariabelkraftpris 2964 2729 4125 4084 7125 5461 26487

Markedskraft 2795 2583 4274 4961 6678 5232 26523

Dieranse 169 146 -149 -877 447 229 -35

GudbrandsdalEnergiAS*:

Standardvariabelkraftpris 3049 2880 4193 4150 7101 5275 26648

Markedskraft 2793 2580 4272 4959 6782 5352 26738

Dieranse 256 300 -79 -808 319 -77 -90

UstekveikjaEnergiAS(Hol):

Standardvariabelkraftpris 2367 2180 3531 3499 7042 5319 23938

Markedskraft 2617 2404 4095 4782 6605 5175 25678

Dieranse -250 -224 -564 -1283 437 144 -1740

Uveidgjennomsnitt:

Standardvariabelkraftpris 2911 2763 4205 4308 7843 5642 27671

Markedskraft 2730 2540 4245 4944 6771 5333 26562

Dieranse 181 222 -40 -635 1072 309 1109

av de 20 kraftleverandørene iutvalget iden aktuelle perioden. Kunhos Li-

erEverk, Gudbrandsdal Energi og Ustekveikja Energi (Hol) gav Standard

variabelkraftpris lavere pris ennMarkedskraft. Legg merke til atprisfor-

skjellenipraksisersværtlitenhosLierEnergiogGudbrandsdalEnergi.Det

betyratUstekveikjaEnergi(Hol)reeltsettskillersegutsomdenenesteleve-

randøreniutvalget som tilbyr etsettavkontrakterderstandardkontrakten

girlaverepris ennkraftprisavtalensom følgerspotprisendirekte.Totaltgav

Standard variabel kraftpris 7 prosent lavere pris enn Markedskraft hos

Ustekveikja Energi(Hol).

6

Kunder avFjordkraft med Standard variabel kraftpris betalte 13 pro-

sentmerennkundermedMarkedskraft iperioden1999-2004.Mensamtidig

som standardkontraktengav høyere priserenn hos andrekraftleverandører,

tilbyrFjordkraftetkonkurransedyktigeproduktiMarkedskraft.Ogsåkun-

der av Fjordkraft kan derfor oppnå relativt lave priser. Dette tyder på at

Fjordkraft tilbyr Markedskraft for prisbevisstekunder.Samtidig kan høye

priser i Standard variabel kraftpris gi uttrykk for at Fjordkraft utnytter

kunder som delvis er låst til standardkontrakten gjennom byttekostnader.

Uten å tilby et alternativ til prisbevisste kunder ville Fjordkraft i større

gradmistekunder til andrekraftleverandører med laverepriser.

7

Prisforskjellenevariererfraårtilåridenaktuelleperioden,menanalysen

viseratMarkedskraft gjørdetbedreennStandardvariabelkraftpris over

tid.DettetiltrossforatStandardvariabelkraftprisvarrelativtprisgunstig

iforhold til Markedskraft i2002. Dette åretgavStandard variabelkraft-

pris laverepriserennMarkedskraft hosallekraftleverandørene iutvalget,

bortsettfra Fjordkraft.Standardkontraktenvarfor eksempel20prosentbil-

ligereennMarkedskraft hosUstekveikjaEnergi og18 prosent billigerehos

LierEnergi i2002.Utenat detertatthensyn til markedsandelenetil kraft-

leverandørene iutvalgetvar Standard variabelkraftpris igjennomsnitt13

prosent billigere enn Markedskraft i2002.

Derimot kk kundene mest igjen for å velge Markedskraft framfor

Standard variabelkraftpris i2003. Dette året var Markedskraft billigere

enn Standard variabelkraftpris hosalle leverandørene i utvalget.Prisfor-

skjellenmellom kraftprisavtalene var størsthos 15avde 20 kraftleverandø-

renei2003. HosFjordkraft gav Markedskraft 25 prosent laverepriserenn

Standard variabel kraftpris. Men også hos JotunKraft, Helgelandskraft,

6

Detuveidegjennomsnittetitabell4.1 tarikkehøyde forat kraftleverandøreneiut-

valgetharulikemarkedsandeler.

7

Tabell4.1viseratStandardvariabelkraftpris varbilligereforlokalekunderavUs-

tekveikja Energi (Hol) i årene 1999-2003 enn for kunder bosatt andre steder i landet.

Forklaringenliggeriatkommunermedegnekraftverkoftesubsidiereinnbyggerneikom-

munengjennom laverestrømpriser. Lokalkunderav Ustekveikja Energi(Hol)har ingen

fordeleriforholdtilkunderbosattandrestederilandetdersomdevelgerMarkedskraft.

HvorforstraesdelokalekundeneforåvelgeMarkedskraft?

forskjellenover15prosent.Gjennomsnittligprisforskjellmellomkontraktene

var14 prosent i2003.

Den forbruksveide analysen viser at kraftleverandørene prisdiskriminere

motkundermedStandardvariabelkraftpris.Vedålaværeåbyttekontrakt

girdissekundeneuttrykkforatdeerliteprissensitive.Detmåværefristende

forkraftleverandøreneåutnyttedenneinformasjonentilåsettehøyerepriser

for dissekundene(vonderFehr,Bergmanog Amundsen, 2004).

von der Fehr et al. (2004) hevder at høye sluttbrukerpriser for norske

privatkunder vinteren 2002-2003 kom som et resultat av den sterke domi-

nansenavStandardvariabelkraftpris iNorgesammenlignetmeddeandre

nordiske landene. Dettyder på at Standard variabel kraftpris eren kraft-

prisavtalesomtillaterkraftleverandøren åjusterekraftprisen forslikåvelte

kostnadsøkninger over på konsumenten. Det er et paradoks at ertallet av

kundeneholdersegtilenkraftprisavtalesombådegirhøyerepriserovertid,

ogsom imindregradgir kundenebeskyttelsemotprissjokk.

Til sammenligning viser tabell 4.2 gjennomsnittet for utvalget utenfor-

bruksvekting avprisene. Dieranse mellom kontraktene er tilnærmet uend-

ret.Detviseratprisforskjellenmellomkontraktenepåvirkesliteavatprisene

veiesmedforbruk.Menberegningbasertpågjennomsnittligforbrukgirlave-

rekostnadennberegningbasertpåeksaktforbrukskurve,bortsettfrai2004.

Dette tyder påat analyser basertpå gjennomsnittligforbruk undervurderer

faktiske kostnader.

Tabell4.2:Uveidegjennomsnittsprisereksklusiveavgifterognettleie,inklusivefastbeløp,

ved20000kWhetter kraftprisavtale1999-2004,NOK*kWh.Kilder:KTogNordPool.

1999 2000 2001 2002 2003 2004 Totalt

Standardvariabelkraftpris 2779 2621 4203 3991 7258 5723 26575

Markedskraft 2626 2407 4188 4406 6396 5485 25507

Dieranse 153 214 15 -415 862 238 1068

For å vurdere omresultateneavden forbruksveide analyseer gyldig ut-

overutvalgetberegnerjegdeskriptivemålsamtkondensintervall.Tabell4.3

viser gjennomsnitt, standardavvik og kondensintervall for utvalget. Antall

observasjoner er

N = 6240

^{,og antall perioderer}

T = 312

^.Gjennomsnittlig ukentligforbruk er48,2GWh.Standardavviketfor priseniStandardvaria-

bel kraftpris i detaktuelle utvalget er10,36 øre/kWh. Standardavviketfor

priseniMarkedskraft er9,80øre/kWh. Detviseratspredningenikraftpri-

savtaleneerrelativtlik.DettepekeriretningavatMarkedskraft beskytter

kundene mot prisrisiko på lik linje med Standard variabelkraftpris. Kon-

densintervallet i tabell 4.3 tyder på at punktestimatene ligger tett opptil

populasjonsverdien. Dette tyder at analysen er basert på etutvalg som gir

gyldigeresultater ogsåutoverden aktuelle perioden.

analyseavkraftprisavtaler1999-2004.Kilder:KTogBKK.

Variabel Gjennomsnitt Standardavvik 95%

Forbruk 48,1762 16,2256 47,7736 48,5789

Standardvariabelkraftpris 21,5633 10,2828 21,3082 21,8185

Markedskraft 20,8017 9,8175 20,5580 21,0453

4.1.1 Fjordkraft

Figur 4.1 viser forbruksveid prisutviklingen i Standard variabel kraftpris

og Markedskraft hosFjordkraft uke for uke iperioden 1999-2004. Prisene

erforbruksveidgjennomtransformasjonavdenhorisontaletidsaksen.Trans-

formasjonen fører til at lengden på uke

i

^for

i = 1, . . . , 52

^{blir bestemt av}

forbruket i uke

i

^{. Uker med høyt forbruk strekkes ut for å veie tyngre, og}

ukermedlavt forbrukkrympesinnfor åveie mindre. Antall ukerihvertår

er uendret etter transformasjonen.

8

Arealene under kurvene for Standard

variabel kraftpris og Markedskraft i uke

i = 1, . . . , 52

^{tilsvarer ukentlig}

kostnad for gjennomsnittskunden til Fjordkraft.

9

Figur 4.1 viser at det er

mindrevariasjoneriStandardvariabelkraftpris enn Markedskraft.Dette

tyderpåatStandardvariabelkraftprisglatterutspotprissvingningerlokalt

itid. Menlite tyder på atstandardkontrakten skjermerkundene bedre mot

kraftige spotprisøkninger enn Markedskraft. Vinteren 2003 nådde prisen

i Standard variabel kraftpris et høyere nivå enn prisen i Markedskraft.

Standardkontrakten fra Fjordkraft gav dermed høyere kostnader under til-

budssjokketennMarkedskraft.

Figur 4.2 viser prisdieransen mellom Standard variabel kraftpris og

Markedskraft.I periodermedpositive verdierer kostnaden ved Standard

variabel kraftpris høyere enn ved Markedskraft. I perioder med negative

verdiererkostnaden ved Standard variabelkraftpris lavere enn vedMar-

kedskraft.

10

Tabell 4.4 viser årlige areal for dieransen mellom Standard variabel

8

Matematisk erlengdenpå uke

i

^{gitt ved}

l i = f i · 52

^{, der}

f

^{er forbruk.} Normalisert forbrukiuke

i

^{bestemtavforholdet}

^f _F ⁱ

^,der

F =

^P

⁵² _i=1 f i

^.Summenavnormalisertforbruk ergitt ved

P

52 i =1 f _i

F = 1

^{.Første ukestarter iorigopåden}horisontale aksen.Startpunkt

for uke

j

^er

s j =

^P

^j−1 _i=1 f j · 52

^,der

i 6= j

^{.Siste uke ietårstarter iP}

⁵²⁻¹ _i=1 f i · 52

^{.For å}

holdeallestartpunkt foruke

i = 1, . . . , 52

^{innenforåretmå}startpunktenenormaliseres.

Normalisertstartpunkt for uke

j

^{ergitt ved}

s j =

P

j− 1 i =1 f _j ·52

F

^.Normalisert start forsiste ukeer

s i =

P

52 − 1 i =1 f _i ·52

F

^.Summenavnormalisertstart påukeer P

52

i =1 f _i ·52

F = 52

^.

9

Basert på normalisert ukelengde er kostnaden gitt ved

c ^S _i = p ^S _i · _l ^l _∗ ⁱ

^. Normalisert ukelengde erforholdet mellomukelengde

l

^ogreferanseverdi,

l i

^{. Som} referanseverdi har jegforhvertårbrukthøyesteverdifor

l i

^for

i = 1, . . . , 52

^.Tilsvarendeerkostnadenmed Markedskraft iuke

i

^gittved;

c ^M _i = p ^M _i · _l ^{l i} ∗

10

Arealetiuke

i = 1, . . . , N

^{ergitt ved}prisdieranse,

d

^,multiplisert mednormalisert ukelengde;

d i · _l ^{l i} ∗

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

1 24 47 70 93 116 139 162 185 208 231 254 277 300

Forbruksveide uker øre/kWh

Standard variabel kraftpris Markedskraft

Figur4.1: Forbruksveidepriser eksklusive avgifter, nettleie og fastbeløp. Fjordkraft AS

1999-2004,øre/kWh.Kilder:KT,NordPoologBKK.

Tabell4.4:Arealfor dieransenmellomStandardvariabel kraftpris ogMarkedskraft

FjordkraftAS1999-2004. Kilder:KT,NordPoologBKK.

1999 2000 2001 2002 2003 2004 Totalt

Positivdieranse |34,9| |41,9| |34,3| |43,0| |259,8| |36,4| |450,4|

Negativdieranse |16,8| |14,1| |46,6| |117,4| |35,9| |27,8| |258,6|

kraftpris og Markedskraft oppgitt iabsoluttverdier for å kunnesammen-

lignepositiveog negative størrelser.Spesielt i2003 opererteFjordkraft med

høyere priseriStandard variabelkraftpris.

Kontrollertfor forbruksprolviser analysenat Markedskraft gir lavere

priser enn Standard variabel kraftpris over tid. Når Markedskraft gav

laverepriserenn Standardvariabelkraftpris vinteren2002-2003,kandette

tydepåatstandardkontraktenerutformetpåenslikmåteatkunden,istørre

gradenn kraftleverandøren,får økte kostnader veltetoverpå seg.

4.1.2 Forbruksmønster og risikoholdning

Hva kan forklare at ertallet av privatkundene velger Standard variabel

kraftpris når Markedskraft gir lavere pris over tid? Forbruksmønster og

risikoholdningkantenkesåpåvirkevalgetavkraftprisavtale.Rasjonellekon-

sumentervelgerkraftprisavtaletilpassetforbruk ogholdning tilrisiko.Kun-

dermedstore svingningeriforbruketavelektriskenergiertypisktjent med

andrekraftprisavtalerennkundermedsværtjevnforbruksplan.Dersomkun-

-40 -30 -20 -10 0 10 20 30 40 50 60

1 24 47 70 93 116 139 162 185 208 231 254 277 300

Forbruksveide uker øre/kWh

Differanse

Figur4.2:DieranseStandardvariabelkraftprisogMarkedskraft.FjordkraftAS1999-

2004,øre/kWh.Kilder:KT,NordPoologBKK.

den kan substituere segbortfra en økning iprisen på elektriskenergi gjen-

nom for eksempel vedfyring vil dette kunne påvirke kundens forbruksplan.

Anta atdetermuligådeleprivatesluttbrukereinniulikegrupperbasertpå

forbruksmønster. Kunder med substitusjonsmuligheter vil kunne nyte godt

avlavprisperioder, ogsubstitueresegbortfra høyprisperioder. Kunderuten

slikesubstitusjonsmulighetervilkunneoppleve kraftigeresvingningerielek-

trisitetskostnadene. Anta at den tredje kundegruppen erbasert på etgjen-

nomsnitt avde to første kundegruppene. Dersomulike kraftprisavtalerfun-

gererlikebra uavhengigavforbruksmønster,kanutjevningiprisogforbruk

over tid forklare hvorfor ikke ere kunder skifter kraftprisavtale. Holdning

til risiko splitter kundene mellom ulike kraftprisavtaler. Fastpris fjerner

kundens usikkerheti forhold til prissvingninger iavtaleperioden.Rasjonell-

kunde-hypotesen kangi en mulig forklaringpå hvorfor ikke ere kunder re-

forhandler kraftprisavtale. Forbruksmønster og risikoholdning kan påvirke

kundensoppfatning avproduktene ikraftmarkedet.

In document Priser og kontrakter fra ulike kraftleverandører Teoretisk og empirisk analyse Masteroppgave i samfunnsøkonomi Kari Margrethe Fløtre Institutt for økonomi Universitetet i Bergen Høst 2005 (sider 42-52)