TAQA Energy B.V.
Kruseman van Eltenweg 1, 1817 BC Alkmaar, The Netherlands P.O. Box 233, 1800 AE Alkmaar, The Netherlands T +31 88 8272 500 www.taqaglobal.com
Autoriteit Consument & Markt Ter attentie van de Directie Energie Postbus 16326
2500 BH DEN HAAG
Tevens per email Secretariaat.DE@acm.nl En per fax aan +31 70 7222 355
28 mei 2018
Kenmerk: TEN_DM-#192382
Zienswijze TAQA m.b.t. ontwerpcodebesluit ter uitvoering van NC-TAR - ACM/14/023224
Geachte ACM,
TAQA dankt de ACM voor de geboden gelegenheid om een zienswijze in te dienen met betrekking tot het ontwerpcodebesluit ter uitvoering van NC-TAR, gepubliceerd in maart 2018, hierna ook aan te duiden met: “OCB NCTAR”. TAQA is bijzonder geïnteresseerd in deze kwestie. TAQA is beheerder van twee grote gasopslagen (Bergermeer en Alkmaar PGI).
1. INLEIDING
1.1 Bij de huidige transporttarieven is het niet mogelijk gasopslagen onder economische voorwaarden te beheren, onderhouden en ontwikkelen. Voor de meeste eindgebruikers zijn transporttarieven gemiddeld belangrijk. Transport is nauw verbonden met de prijs van de commodity, het gas, en de (dagelijks fluctuerende) gasprijs is vele malen hoger dan de transportkosten. Transportkosten liggen gemiddeld rond één (1) procent van de all-in prijs.
Anders gasopslagen. Voor gasopslagen zijn inkomsten het verschil tussen zomer en winterprijs van gas, met een kleine multiplier. Bij een (gemiddeld, opgeteld) entry plus exit- tarief van rond de één (1) euro per MWh en een huidig verschil in zomer en winterprijs van ongeveer gelijke hoogte, zijn de GTS-tarieven gelijk aan ongeveer 80% van de omzet, en is normale bedrijfsvoering niet mogelijk. Het Kyos-rapport 20171, gemaakt in opdracht van de ACM, bevestigt dit.
1.2 Het besluit van de Nederlandse regering om Groningenproductie te minimaliseren en geleidelijk ‘van gas af te gaan’, heeft grote gevolgen voor de transmissietarieven. Bij ongewijzigd ACM-beleid zullen de tarieven jaar op jaar stijgen. In de huidige ACM- methodologie staat prijs immers los van vraag. Prijsstijging bij afnemende vraag verhoudt zich slecht met het doel van tariefregulering. Tariefregulering dient om een prijs tot stand te brengen die vergelijkbaar is met een prijs bij efficiënte concurrentie. De prijs daalt in de regel bij afnemende vraag. De implementatie van NCTAR biedt mogelijkheden om de systeemfout (stijgende prijzen bij afnemende vraag) te adresseren. En de mogelijkheid om te proberen transportboekingen (GTS-omzet) op peil te houden. Bijvoorbeeld door transit te stimuleren.
1 Report “Assessment on the level of transport costs for gas storages in the Netherlands”, d.d. 26 sept. 2017.
Registered in Alkmaar, The Netherlands
1.3 Het genoemde overheidsbeleid is mede ingegeven door milieu- en duurzaamheids- doelstellingen, en onderdeel van de energietransitie. NCTAR-implementatie biedt mogelijkheden om ook deze doelen te dienen. In het bijzonder door gebruik (exit) relatief zwaarder te belasten dan invoeden van gas (de 0/100 split).
1.4 Minimalisatie van de Groningenproductie leidt ertoe, dat de Nederlandse productie op afzienbare termijn niet meer voldoende zal zijn voor de Nederlandse vraag. En het leidt uiteraard tot afname van flexibiliteit in het GTS-systeem. Groningen vervulde immers altijd de rol van swing leverancier. Dit heeft veel negatieve gevolgen voor de gasmarkt.
Leveringszekerheid. Piekcapaciteit. Maar ook afname van liquiditeit op de TTF-hub met negatieve gevolgen voor prijsvorming, en dus voor commodity prijzen en marktsignalen.
NCTAR-implementatie zou ook gebruikt kunnen worden om dit risico te mitigeren. Opnieuw lijkt de 0/100 entry-exit split een geschikte methode. Enerzijds is de nul procent entry een stimulans voor Nederlandse kleine veldenproductie, en ontwikkeling van groen gas.
Anderzijds is het gunstig voor de instandhouding van de huidige opslagcapaciteit. En voor het gebruik van deze capaciteit, zodat - als voorbeeld- het gas er daadwerkelijk in de opslag zit als het nodig is.
1.5 Tenslotte is aannemelijk, maar op dit moment nog in onderzoek, dat opslagen kunnen helpen ter beheersing van de te verwachten volumetekorten in Groningen-kwaliteit gas.
Bijvoorbeeld door opslagen te gebruiken voor omzetting van hoog naar laagcalorisch gas.
Ook vanuit dat oogpunt zou de tariefregulering oog moeten hebben voor instandhouding van de opslagcapaciteit. Dat gaat niet alleen over tegengaan van sluiten/ontmantelen van opslagen. Oók over de onderhouds- en ontwikkelingsinvesteringen en gebruik, zoals in het vorige nummer aangegeven.
2. GASOPSLAGEN
Algemeen, voordelen van gasopslagen voor het systeem
2.1 In deze zienswijze zal TAQA regelmatig verwijzen naar het vertrouwelijke rapport: Pöyry, gas storage market failures, d.d. september 2017, dat is aangehecht (“Pöyry”). De conclusies van het rapport zijn wel openbaar https://www.gie.eu/index.php/gie- publications/position-papers.
2.2 Gasopslagen bieden leveranciers en handelaren op de gasmarkt flexibiliteit. Deze partijen kunnen aardgas opslaan in een tijd dat de vraag naar gas of de marktprijs van gas laag is.
Zij kunnen vervolgens gas uit de gasopslagen laten halen als de vraag naar gas hoog is (bijvoorbeeld in de winter). Gasopslagen in Nederland concurreren met gasopslagen in omringende landen. Tevens concurreren gasopslagen met andere vormen van flexibiliteit, zoals de import van gas, LNG en productieflexibiliteit (het tijdelijk verhogen of verlagen van de productie van gasvelden). Zie Pöyry slide 5.
2.3 Gasopslagen leveren een belangrijke bijdrage aan de leveringszekerheid van gas, de ontwikkeling en verdere integratie van de energiemarkten en een efficiënt netbeheer. Een gasopslag maakt het voor leveranciers van gas mogelijk gas fysiek op te slaan in de buurt van de eindverbruikers, waardoor onderbrekingen in productie- en importstromen opgevangen kunnen worden. Gasopslagen zijn daarnaast belangrijk voor de inpassing van hernieuwbare energie. Mede dankzij de flexibiliteitsfunctie van gasopslagen zijn elektriciteitscentrales die gas als brandstof gebruiken in staat de productie van elektriciteit
Registered in Alkmaar, The Netherlands
snel op en af te regelen naar gelang de vraag, die sterk kan variëren als gevolg van het sterk wisselende aanbod van zon- en windenergie. De inzet van gasopslagen trekt verder gasstromen aan en verbetert de liquiditeit van de energiemarkten, waardoor een scherpere energieprijs tot stand komt. Dit leidt weer tot efficiënt gebruik van middelen. Zie Pöyry slide 6,
2.4 Gasopslagen zorgen er bovendien voor dat bespaard kan worden op de kosten van (de aanleg van) het gastransportnet: doordat gasopslagen worden gebouwd dicht bij de plaatsen waar veel vraag naar gas is, is minder transportcapaciteit in het gasnet nodig. Zie Pöyry slides 6/22.
2.5 In dit verband verwijst TAQA naar onderstaand schema, dat in het algemeen geldt voor gasopslagen, en vanwege de locatie voor TAQA’s opslagen in het bijzonder. Dit schema toont de dimensionering van twee systemen. Het rechter systeem heeft opslag, en kan daarom goedkoper en efficiënter zijn.
2.6 Deze gedachte is ook terug te vinden in de Initial impact assessment behorende bij de Framework Guidelines on Harmonised transmission tariff structures (pagina 18 en verder) van ACER:
“Gas storage is somewhat different from other entry-exit points, because it is not a net source of demand or supply but rather shifts consumption from one period to another.
Suppose that gas must travel some distance from the border to a centre of demand, and that a storage facility is built close to the demand centre. Absent the storage, the TSO will have to size the import pipeline to supply the peak demand. With gas storage, the pipeline can be sized for the average demand, and the storage can make up the differences between the actual and average demand. In this way the storage allows a reduction in the size and cost of the required import pipeline.
2.7 Ook ACM heeft onderkend dat gasopslagen een besparing van transportkosten mogelijk maken. In dit verband wijst TAQA op paragraaf 31 van het besluit van ACM2 tot wijziging van onder andere de Tarievencode, waarbij een korting op de transporttarieven voor gasopslagen is geïntroduceerd met de volgende onderbouwing:
2 ACM, 12 december 2013, ACM/DE/2013/206684
Registered in Alkmaar, The Netherlands
“In dit verband wijst ACM er op dat de verruiming van het aanbod van flexibiliteit door het gebruik van gasopslagen in Nederland met zich mee brengt dat de noodzakelijke capaciteit in het gastransportnet voor een groter gedeelte kan worden ingesteld op de gemiddelde vraag naar gas, dan op de piekvraag. Gasopslagen worden namelijk in de regel gevuld op de momenten waarop de vraag naar gas beperkt is (bij seizoensopslagen in de zomer, bij korte termijn opslagen in de nacht of het weekend). Dit leidt tot een beperking van de benodigde capaciteit en daardoor kunnen ook kosten worden uitgespaard voor uitbreiding van het gastransportnet. In dit opzicht draagt het voorstel dan ook bij aan een goed en doelmatig functioneren van het gastransportsysteem.”
2.8 In genoemd besluit erkent ACM de specifieke rol die gasopslagen hebben. ACM erkent ook dat gasopslagen leiden tot een beperking van de benodigde transportcapaciteit, waardoor GTS kosten kan uitsparen. De consequentie hiervan is niet alleen dat gasopslagen in aanmerking moeten komen voor een reductie op de transporttarieven ten opzichte van het transport van gas naar andere aansluitingen, maar - in beginsel - dat gasopslagen in de buurt van de concentratie van de vraag naar gas in aanmerking moeten komen voor lagere transporttarieven dan gasopslagen die ver van de concentratie van de vraag naar gas zijn gelegen. TAQA’s gasopslagen liggen nabij Amsterdam in Noord-Holland. In de buurt van de Randstad waar het grootste gedeelte van het aardgas in Nederland verbruikt wordt en de piekvraag met de grootste maatschappelijke invloed is. De ligging maakt dat TAQA’s gasopslagen de grootste kostenvoordelen voor het trasmissienet opleveren. Dit is een van de onderwerpen in de lopende (CBb) procedures over alle tarievenbesluiten vanaf 2014.
Tarieven voor gasopslagen
2.9 Een ongecorrigeerde tariefmethode laat gasopslagen dubbel betalen. NCTAR beperkt het dubbel betalen in artikel 9, dat de mogelijkheid geeft om 100 tot 50% korting vast te stellen.
Bij de eerste binnenkomst in het transmissiesysteem wordt al entry betaalt. En als het gas het systeem van GTS definitief verlaat, wordt exit betaalt. Alles wat hier tussenin aan de gasopslag als entry- en exit tarief in rekening wordt gebracht is dubbel. Aldus licht de Duitse NRA ‘dubbel betalen’ toe, zie hieronder nr. 5.6. Het kan ook op een andere manier worden gevisualiseerd. Gasopslagen hebben, net als bijvoorbeeld industriepunt maar één aftakking van het gastransmissienet (aansluitpunt). Als de gasopslag op dat punt exit- capaciteit boekt, wordt daarmee al de volledige aan dat punt toe te rekenen kapitaalskosten van het net in rekening gebracht3. Als op hetzelfde punt ook entry wordt geboekt, en dat moet nu eenmaal bij gasopslagen, dan worden de via de entry boeking al betaalde kapitaalskosten nogmaals in rekening gebracht.
2.10 De inkomsten van gasopslagen zijn gebaseerd op de waarde van de flexibiliteit die zij aan de gas commoditymarkt leveren. Helaas worden eigenaren van gasopslagen niet betaald voor de bijdrage aan leveringszekerheid en systeemflexibiliteit, hierboven, en in NCTAR benoemd. Om dit marktfalen te corrigeren kunnen lagere transport-tarieven voor gasopslagen worden ingezet (Pöyry slide 11). Daarvoor is te meer reden omdat het in de huidige markt niet mogelijk is de opslagen economisch te exploiteren. Dat leidt tot afname van investeringen in bestaande gasopslagen, wat de betrouwbaarheid en innovatie schaadt, tot onderbenutting, en uiteindelijke tot sluiting van de gasopslagen.
3 Transportarieven zijn voornamelijk op kapitaalskosten gebaseerd.
Registered in Alkmaar, The Netherlands
Cijfers
2.11 Onder de huidige tariefregulering zijn de gezamenlijke gasopslagen goed voor 15% van de omzet van GTS. TAQA’s gasopslagen zijn goed voor circa 5% van de GTS omzet. De TAQA GTS-omzet is in grootte vergelijkbaar met bijvoorbeeld de gezamenlijke omzet van de aangeslotenen die door VEMW worden vertegenwoordigd.
3. JURIDISCHE KADERS
3.1 NCTAR moet op 31 mei 2019 zijn ingevoerd. Omdat artikel 28(5) NCTAR regelt dat er geen tariefbreuk mag zijn voor het jaar 2019, is het wenselijk dat de nieuwe methodiek op 1 januari 2019 in gaat. Andere oplossingen om 31 mei 2019 te halen zijn omslachtiger, maar mogelijk.
3.2 Door implementatie van NCTAR zal de ACM eindelijk afscheid kunnen nemen van haar huidige ‘onnavolgbare methode’. ‘Geen navolgbare methode’ zijn de eigen woorden van de ACM waarmee ze haar eigen geldende methodologie omschrijft in het Informatie Document NCTAR 2018. Naar verwachting zal het CBb in de procedures over alle tarieven vanaf 2014 deze ‘niet navolgbare’ methodologie afkeuren. Wellicht kan de methode die uit deze consultatie gaat volgen, met terugwerkende kracht ook het verleden herstellen.
3.3 De nieuwe methodologie moet uiteraard aan NCTAR voldoen, maar ook aan de Gasverordening en de Gasrichtlijn, en andere EU-regelgeving van gelijke of hogere rang.
Dit maakt dat de eerdergenoemde milieu- en duurzaamheidsdoelstellingen van de centrale overheid een rol mogen spelen, naast bijvoorbeeld de lijst van artikel 13 Gasverordening.
Vgl. art. 12f lid 1 aanhef en onder b Gaswet. En ook de ACM-publicatie ‘de rol van de ACM in de Energietransitie’ (website ACM). Bij de nieuwe methodologie hoort een afweging tussen korte termijn en lange termijn baten voor consumenten. Het in stand houden van de bestande infrastructuur door uit te gaan van een redelijk rendement op investeringen daarin, is redelijk. In het algemeen geldt een dergelijk uitgangspunt voor gereguleerde infrastructuur, omdat de NRA daarvoor tarieven vaststelt. Vgl. in dit verband bijvoorbeeld de ACM-publicatie ‘Strategie ACM’, 2014 p.6 bovenaan (website ACM). Gegeven de significantie van de transmissietarieven voor het rendement van opslagen en de algemene nutfunctie van opslagen, geldt dit uitgangspunt ook voor tarieven ‘voor’ gasopslagen.
D.w.z. de GTS-tarieven op de gasopslag entry- en exitpunten.
3.4 De belangrijkste keuzes voor de nieuwe referentieprijsmethodologie die nog open staan lijken te zijn:
3.4.1 Entry-exit split. NCTAR geeft daarvoor geen regels bij een postzegeltarief. Wel bij CGA: artikel 8.1(e) NCTAR; en
3.4.2 Korting voor gasopslagen. Artikel 9 NCTAR.
Deze worden hieronder eerst besproken.
4. ENTRY/EXIT SPLIT
4.1 Voor TAQA is de entry-exit split een zeer belangrijk onderdeel van het OCB NCTAR. (Ook) de entry-exit split moet redelijk, niet discriminerend en verklaarbaar zijn. Vanuit de huidige ontwikkelingen op de gasmarkt is een 0% entry, 100% exit split (het GTS-voorstel) het beste.
Registered in Alkmaar, The Netherlands
4.2 Ook Elektriciteit heeft een 0/100 verdeling. Daar werkt het. En bij het maken van keuzes, is veel te zeggen voor uniformiteit.
4.3 De 0/100 split, tarifering van exit, is gunstig voor het terugdringen van gasgebruik. Dit is een belangrijke energietransitie-doelstelling. En het valt samen met het besluit tot minimalisering van de gaswinning uit Groningen, dat noopt tot beperking van gasgebruik.
Ter beperking van het risico dat leveringszekerheid in gevaar komt. Sturing door beprijzen van gebruik, dus 100% belasting van exit, lijkt aangewezen.
4.4 Vanuit gasaanbod sluit verlaging van entry kosten aan op het beleid gericht op minimalisering van gaswinning uit Groningen. De belangrijke leverancier van gas en van flexibiliteit valt gedeeltelijk weg. Aangezien vermindering van gasverbruik achter zal blijven bij de vermindering van aanbod uit Groningen, is extra gasaanbod nodig. Het stimuleren van aanbod, bijvoorbeeld uit Nederlandse kleine velden, vermindert het risico op gastekorten. Hetzelfde geld voor piekcapaciteit. En een 0-entry tarief stimuleert de ontwikkeling van biogas en kan daarmee bijdragen aan de energietransitie.
4.5 De Gasrichtlijn geeft de NRA de taak om milieu, duurzaamheid en leveringszekerheid mee te laten wegen in de beslissing. En artikel 12f lid 1 aanhef en onder b Gaswet bepaalt dat de ACM het belang van het betrouwbaar, duurzaam, doelmatig en milieuhygiënisch verantwoord functioneren van de gasvoorziening in acht neemt bij de tarievencodewijziging.
4.6 Overigens vallen de netto-effecten voor de verbruikers van gas mee. Allereerst zal verlaging van entry kosten kunnen leiden tot een efficiëntere (lagere) groothandelsprijs.
Vergelijk Brattle calculaties t.b.v. GTS (GTS website, NC TAR implementation process).
Verder zal ook de door GTS voorziene toename van het gebruik van het transmissienet tot lagere eenheidsprijzen kunnen leiden. En uiteindelijk worden alle transportkosten, in beginsel, toch aan eindgebruikers doorbelast. Dit zou enigszins tegemoet kunnen komen aan de bezwaren van bijvoorbeeld VEMW.
4.7 In OCB NCTAR 64 overweegt de ACM dat de GTS kosten van de entry dienst min of meer gelijk zijn aan die van de exit dienst. Die (niet onderbouwde) veronderstelling is onjuist. En een daarop voortbouwende keuze voor een 50/50 split in strijd met de o.m. de Gasverordening. De exit punten zijn bij lange na niet verantwoordelijk voor 50% van de kosten. Om te beginnen zijn er maar circa 84 entry punten ten opzichte van circa 1031 exit punten (Bron: GTS tarieven 2018, als vastgesteld door de ACM). Verder is het Regionale net van GTS (in 2016 en 2017 ondergebracht in Gasunie Grid Service B.V.) vrijwel alleen in gebruik door afnemers, dus exit. Zowel vanuit kapitaalskosten als vanuit operationele kosten zou een 50/50 verhouding discrimineren en kruissubsidiëren en dus niet juist zijn, omdat ongelijke gevallen daarbij gelijk worden behandeld. Een nadere analyse van de kapitaalkosten en operationele kosten van GTS zoals vermeld in het jaarverslag van 2016 en 2017 komt tot een kosten verdeling in de orde van ~70% exit en 30% entry. Tenslotte, het woord ‘verplicht’ in OCB nr. 64 is niet zo gelukkig gekozen. De ‘verplichting’ is alleen het verschaffen van de informatie onder artikel 30 NCTAR.
4.8 Ook nr. 68 van het OCB NCTAR, hieronder geciteerd, is niet juist. Er is vanuit Europees perspectief niets op tegen om een 0/100 split in te voeren. Dit is het voorstel van GTS handelend als een onderneming in de efficiënte en concurrerende markt. De Europese regulering dient alleen te corrigeren waar GTS de tucht van de markt niet voelt. Niet, zoals
Registered in Alkmaar, The Netherlands
hier, waar zij juist op grond van marktsignalen wil concurreren. Er is op het eerste gezicht geen aanleiding om verstoring van de grensoverschrijdende gashandel te verwachten, en zonder uitgebreide marktanalyse, die ontbreekt, is er geen enkele reden waarom de ACM dit zou moeten aannemen. Verlaging van tarieven op interconnectiepunten is in principe goed voor grensoverschrijdende handel. En het voorstel leidt naar alle waarschijnlijkheid tot beter gebruik van bestaande infrastructuur en valt ook daarom toe te juichen.
68. Tot slot merkt de ACM op dat het door GTS aangevoerde streven om gasstromen naar Nederland aan te trekken ook niet als een algemeen publiek belang kan worden beschouwd ter behartiging waarvan NC-TAR en de Gasverordening in het leven zijn geroepen. In tegendeel zelfs: het aantrekken van gasstromen, met het inzetten van niet daartoe geëigende instrumenten, ten koste van het volume van andere Europese transmissiesystemen, lijkt zonder meer in strijd met de Europese markt- en harmonisatiegedachte, en in strijd met het vereiste dat tarieven bevorderlijk moeten zijn voor de efficiënte handel en het verbod op verstoring van de grensoverschrijdende handel. De ACM kan bij het implementeren van NCTAR dit belang dan ook niet als algemeen publiek belang in overweging nemen.
4.9 Nr. 68 van OCB NCTAR inzake Julianadorp is niet proportioneel. Issues rond Julianadorp gaan niet boven het ontwikkelen van een goede methodiek. Mocht opheffen van de tarifering op Julianadorp al standhouden, wat niet waarschijnlijk lijkt, dan zijn er minder vergaande oplossingen dan het tegenhouden van de 0/100 split. De procedures over Julianadorp lopen nog, evenals de door de in april 2018 door de ACM-geïnitieerde codewijzigingsprocedure omtrent vaststelling van entry en exit punten.
4.10 TAQA steunt dus van harte het GTS-voorstel voor een 0/100 entry-exit split. Mocht de ACM niet zóver willen gaan, dan ligt er een compromis als 30/70 in de rede. Veelal wordt 35/65 genoemd als een realistische kapitaalskosten toerekening. De onzekerheid over de precieze allocatie van kapitaalkosten kan niet gebruikt worden om richting entry te schuiven. Schuiven richting 0/100 is daarentegen wel toegestaan als dit is gebaseerd op bovengenoemd beleid om verbruik te belasten, in het kader van duurzaamheid, milieu en het voorkomen van schaarste en gevaar voor leveringszekerheid, vandaar 30/70.
5. KORTING VOOR GASOPSLAGEN 50% korting is te laag
5.1 TAQA en VGN wijzen er al geruime tijd op dat een 100% korting redelijker en efficiënter zou zijn. Verwezen zij naar de betreffende stukken. Het valt op dat de ACM bij herhaling aangeeft geen grotere korting te willen geven omdat dat gevolgen heeft voor de allocatie van kosten aan anderen. Dat is geen geldige reden. En het miskent bijvoorbeeld dat de komst van Bergermeer in 2014 op de markt en de hoge tarieven voor Bergemeer een onverdiende meevaller van enkele procenten korting op hun tarief heeft opgeleverd voor alle andere gebruikers. Ook het tarievencodewijzigingsbesluit waarbij de 25% korting is ingevoerd4, weigert ten onrechte een hogere korting o.m. met een beroep op beperking van effecten op overige tarieven. Ook dit is onderwerp van lopende procedures over alle tarieven vanaf 2014.
5.2 Gasopslagen zijn in de huidige markt niet economisch. Maar leveren wel een bijdrage aan de consumentenwelvaart. Vgl. Pöyry slide 11. Het zou redelijk zijn het kortingspercentage
4 ACM, 12 december 2013, ACM/DE/2013/206684
Registered in Alkmaar, The Netherlands
tenminste zodanig te stellen dat er een redelijk rendement gemaakt kan worden met bestaande opslagen. NCTAR biedt deze mogelijkheid. Ter voorkoming dat (teveel) gasopslagen sluiten. Vgl. (Pöyry slides 46-48. En ter voorkoming dat gebrek aan investeringen en innovaties leidt tot afname van beschikbaarheid, of dat de opslagen onvoldoende worden benut. In dat geval is bijvoorbeeld de beoogde ondersteuning van leveringszekerheid suboptimaal.
Bundersnetzagentur ontwerpbesluit: 75% korting voor gasopslagen
5.3 Ook Duitsland lijkt naar 75% korting te gaan. Ook vanuit een streven naar marktintegratie valt aansluiting op ’Duitsland’ te overwegen.
5.4 In mei 2018 heeft de Bundesnetzagentur, de Duitse NRA haar ontwerpbesluit over de implementatie van de NCTAR gepubliceerd. Hierin is een korting opgenomen van 75%
voor gasopslagen:
https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Service-Funktionen/Beschlusskammern/1BK- Geschaeftszeichen-Datenbank/BK9-
GZ/2018/2018_00001bis0999/2018_0600bis0699/BK9-18-
610/20180515_Beschlussentwurf%20REGENT.pdf;jsessionid=A4DEBFDD3D0A5F45AD95 8CF1A6D53026?__blob=publicationFile&v=3.
5.5 Het Duitse ontwerpbesluit roept in nr. 87 in herinnering dat NCTAR voorschrijft dat rekening moet worden gehouden met de bijdrage aan leveringszekerheid en systeemflexibiliteit. En dat het dubbel aanrekenen van kosten moet worden voorkomen. In nr. 88 constateert de Duitse NRA dat de opslagen daadwerkelijk een belangrijke bijdrage geven aan leveringszekerheid en systeemflexibiliteit. Zij wijst daarbij ook op de ‘netvervangende functie’ van opslagen.
5.6 In nr. 89 verwoordt de Duitse NRA het dubbel aanrekenen van kosten als volgt. Bij de eerste entry in het net wordt al entry betaald, en bij exit bij de eindgebruiker of transit wordt al exit betaald. Als er dan ook nog bij entry en exit in en uit de opslag zou moeten worden betaald is er dubbele betaling.
5.7 Dat de Duitse NRA uitkomt op 75% procent korting (niet op 100%) lijkt ook enigszins een compromis tussen de verschillende voorstellen (nr. 91). Ook overweegt zij dat er toch wel enige belasting van het net zal zijn bij transport van en naar de opslagen. 100% korting komt daarom niet in aanmerking, aldus de Duitse NRA, terwijl de 75%-korting zodanig is dat het gebruik van de opslagen aantrekkelijker wordt, hetgeen de leveringszekerheid dient.
Moeten gasopslagen meebetalen aan hun eigen korting?
5.8 Gasopslagkorting mag niet worden tenietgedaan door doorbelasting van deze korting aan gasopslagen. De voorgestelde wijzigingen in de tarievencode laten per saldo de gasopslagen meebetalen aan hun eigen korting. Dat verlaagt de korting. Dit wijkt af van de huidige Nederlandse systematiek. En past niet binnen de Europese opdracht om dubbel aanrekenen van kosten te voorkomen.
5.9 Het lijkt bovendien wat vergezocht om deze doorbelasting van de kosten uit te voeren via herschaling (artikel 6.4(d) NCTAR). Om verschillende redenen. De 50% korting zit in OCB NCTAR ‘verstopt’ in de referentieprijsmethodologie (artikel 3.2.2.3). Maar korting van artikel
Registered in Alkmaar, The Netherlands
9 is op tarieven. Tarieven zijn hetgeen resteert na vermenigvuldiging van de referentieprijs met de multiplicatoren. Bovendien noemt artikel 6.4 aanhef al aanpassing op grond van artikel 9. Dat 6.4(d) dan ook zou dienen voor een aanpassing in verband met artikel 9 is niet waarschijnlijk.
5.10 TAQA heeft een voorkeur voor 100% korting. Maar TAQA zou zich kunnen vinden in een 75% korting, waarover thans belangrijke mate van consensus lijkt te bestaan.
6. UNIFORM CAPACITEITS TARIEF DISCRIMINEERT GEBRUIKERS VAN GROTE CAPACITEIT
6.1 Het College voor Beroep voor het bedrijfsleven in haar beslissing van 21 juli 2017 (ECLI:NL:CBB:2017:287) een wanverhouding geconstateerd tussen postzegel- capaciteitstarieven en de werkelijke kosten bij grote capaciteitsgebruikers. Het betrof het BAT-tarief. Het staat de ACM niet vrij van dit oordeel van het CBb af te wijken.
6.2 Er is geen recht evenredige relatie tussen geboekte capaciteit en kosten, in die zin dat een grotere geboekte capaciteit altijd samenhangt met hogere kosten. Dat geldt met name bij de zeer grote geboekte capaciteiten (zoals gasopslagen). De kapitaalkosten voor grotere capaciteit zijn niet zo heel veel hoger dan die voor een lagere capaciteit. De aanleg van een pijpleiding visualiseert dit: de dikte van de pijp (de capaciteit) is maar een beperkt aandeel van de aanlegkosten. Dubbele diameter van de pijpleiding leidt geenszins tot dubbele kosten, maar vergroot de capaciteit met een factor 4 (~πr2). Operationeel laten de voordelen van één punt, boven meerdere punten met opgeteld dezelfde capaciteit zich ook indenken. Het op dezelfde wijze behandelen van deze ongelijke gevallen discrimineert, is geen afspiegeling van de werkelijke kosten, en kruissubsidieert.
7. VOLUMERISICO NIET TEN LASTE VAN EINDGEBRUIKER Groningen besluit
7.1 Het Groningen-besluit zal tot vergaande veranderingen leiden. Het zal - in beginsel - ertoe leiden dat er minder gas door het GTS-netwerk zal stromen. Dit heeft diverse gevolgen.
Het raakt de leveringszekerheid. Maar het heeft ook gevolgen voor de transportkosten onder het huidige systeem van tariefregulering. Minder capaciteitsboekingen leidt tot hogere tarieven, als de toegestane inkomsten niet wijzigen. Hogere transportkosten zullen er weer toe leiden dat minder capaciteit wordt geboekt, wat ook weer tot hogere kosten leidt. Etc.
Toegestane inkomsten moeten naar beneden
7.2 De tariefstijging is onwenselijk. Bovendien de hiervoor geschetste gang van zaken in strijd met artikel 7 aanhef en onder d van NCTAR. Die bepaling houdt in dat de referentieprijsmethodologie waarborgt dat een significant volumerisico, als het onderhavige, niet ten laste van de eindafnemer komt. De Nederlandse systematiek van regulering door middel van toegestane inkomsten, is een keuze. Niet wettelijk of verdragsrechtelijk voorgeschreven. En de vraag is of deze vorm van regulering voldoende robuust is voor de huidige ontwikkelingen. Maar de ACM kan met behoud van deze methode toch zorgen voor daling van de tarieven. Dat kan bijvoorbeeld door een verdere afboeking van de bestaande assets van GTS. Dit is in overeenstemming met o.a. artikel 13 van de Gasverordening, dat een ‘appropriate return on investments’ toestaat, maar niet een
Registered in Alkmaar, The Netherlands
gegarandeerde return. GTS is (helaas) niet de enige in de gasindustrie die een
‘impairment’ in zicht heeft. De huidige winstgevendheid van GTS weerspiegelt nog iets te veel het oude ‘gasgebouw’.
8. ANDERE ONDERWERPEN
8.1 TAQA is graag bereid om constructief mee te werken aan een referentieprijsmethodologie waarover niet jarenlang hoeft te worden geprocedeerd. In dat verband zal TAQA niet te veel zeggen over de looptijd en seizoensmultiplicatoren (die beide hoog lijken en daarom inefficiënties oproepen, en seizoensfactoren die niet erkennen dat gasopslagen juist voor verlichting van de druk op het systeem zorgen). Afhankelijk van het ‘totaalpakket’ zal TAQA hier mogelijk later verder op in gaan, evenals op onderstaande punten.
Postzegel vs capaciteitsgewogen afstand
8.2 De gedachte dat postzegel redelijk is, omdat zij voor iedereen gelijk is, gaat niet zondermeer op. Het gelijk behandelen van ongelijke gevallen is immers discriminatie.
TAQA komt minder gunstig uit met postzegel dan met CGA. Toch zou zij bereid zijn dit punt te laten rusten, als het totaalpakket uitkomt op een evenwichtige toerekening van GTS- kosten aan haar gasopslagen.
Lange-termijn contracten
8.3 Verschillende marktpartijen wensen opheffing van de lange-termijn contracten. De ACM kan daarbij een doorslaggevende rol te spelen. En TAQA zou deze opheffing steunen.
Uiteindelijk zal er een gastransportmarkt moeten komen zonder (afgedwongen) lange- termijn boekingen bij GTS. Daarbij kan onderscheid worden gemaakt. Lange- termijnboekingen die in directe relatie staan met GTS-investeringen die de betreffende capaciteit mogelijk hebben gemaakt, en gebaseerd zijn op transparante informatie daarover, hebben een nuttig effect. Langetermijnboekingen omdat GTS geen andere keus bood (en waarbij GTS mogelijk misbruik van haar machtspositie maakte) verdienen geen, of minder bescherming.
Toegankelijkheid van de regelgeving
8.4 TAQA vraagt om aandacht voor eenvoudige formuleringen en eenvoudige structuur van de regelgeving. De huidige regelgeving is ingewikkeld, en de voorgetelde codewijzingen zijn moeilijk leesbaar. Dat brengt onnodige maatschappelijke kosten met zich mee. Hoge beheerskosten. Maar ook de kosten van verkeerde of uitgestelde beslissingen. NCTAR biedt de mogelijkheid om te vereenvoudigen en daarmee maatschappelijke kosten te drukken. TAQA zag graag dat de ACM daarvan gebruik maakt.
8.4.1 Bijvoorbeeld. Men zou zich voor kunnen stellen dat het wat overzichtelijker wordt als het nieuwe hoofdstuk 3.1 ‘algemeen’ van de Tarievencode (‘TC’), een korte uitleg geeft over ‘van referentieprijsmethodologie naar referentieprijs naar tarieven (en reserveringsprijzen)’. En 3.2.3 zou over tarieven voor binnenlandse punten kunnen gaan, terwijl de reserveringsprijzen voor interconnectiepunten dan in een volgend sub-hoofdstuk aan de orde komen. En 3.2.3.4 kan wellicht zo geschreven worden dat het begrijpelijk is zonder NCTAR te raadplegen (.. toe te passen op een looptijdsevenredig deel van de referentieprijzen..).
Registered in Alkmaar, The Netherlands
9. CONCLUSIE
9.1 TAQA zou graag zien dat er een voor alle partijen aanvaardbare oplossing komt, die kan worden geïmplementeerd zonder CBb procedures. TAQA is daarom bereid om (gezamenlijk met VGN) een vaststellingsovereenkomst te tekenen als het tot een aanvaardbaar compromis komt. Het meest haalbare compromis lijkt een entry-exit split 30/70 met een 75% korting voor gasopslagen. TAQA zou bij die uitkomst o.a. afstand doen van haar aanspraak, gebaseerd op afspiegeling van werkelijke kosten, op afbouwende capaciteitstarieven voor grote afnemers en op erkenning van de gunstige ligging van haar gasopslagen.
TAQA is graag bereid tot verder overleg over deze materie. Om verrassingen en procedures te voorkomen zou de ACM kunnen overwegen om nog een extra consultatie-overleg te houden. De hoorzitting van 14 mei 2018 was een stap in de goede richting.
Hoogachtend,
TAQA Energie B.V., TAQA Gas Storage B.V., TAQA Onshore B.V. en TAQA Piek Gas B.V.
Legal Manager, advocaat Direct: +31 (0)88
@taqaglobal.com
BIJLAGEN:
Pöyry rapport (vertrouwelijk)
Presentatie TAQA d.d. 14 mei 2018 (hoorzitting)
GAS STORAGE MARKET FAILURES A REPORT TO GIE
September, 2017
DISCLAIMER
Pöyry is an international consulting and engineering company. We serve clients globally across the energy and industrial sectors and provide local services in our core markets. We deliver management consulting and engineering services, underpinned by strong project implementation capability and expertise. Our focus sectors are power generation, transmission & distribution, forest industry, chemicals & biorefining, mining &
metals, transportation and water. Pöyry employs over 5,000 experts across extensive local office networks. Pöyry’s net sales in 2016 were EUR 530 million and the company’s shares are quoted on Nasdaq Helsinki (Pöyry PLC: POY1V).
Pöyry Management Consulting provides leading-edge consulting and advisory services covering the whole value chain in energy, forest and bio- based industries. Our energy practice is the leading provider of strategic, commercial, regulatory and policy advice to energy markets in Europe, the Middle East and the Americas. Our energy team of 200 specialists offers unparalleled expertise in the rapidly changing energy sector.
Copyright © 2017 Pöyry Management Consulting (UK) Ltd All rights reserved
No part of this publication may be reproduced, stored in a retrieval system or transmitted in any form or by any means electronic, mechanical, photocopying, recording or otherwise without the prior written permission of Pöyry Management Consulting (UK) Ltd (“Pöyry”).
This report is provided to the legal entity identified on the front cover for its internal use only. This report may not be provided, in whole or in part, to any other party without the prior written permission of an authorised representative of Pöyry. In such circumstances additional fees may be applicable and the other party may be required to enter into either a Release and Non-Reliance Agreement or a Reliance Agreement with Pöyry.
Important
This document contains confidential and commercially sensitive information. Should any requests for disclosure of information contained in this document be received (whether pursuant to; the Freedom of Information Act 2000, the Freedom of Information Act 2003 (Ireland), the Freedom of Information Act 2000 (Northern Ireland), or otherwise), we request that we be notified in writing of the details of such request and that we be consulted and our comments taken into account before any action is taken.
Disclaimer
While Pöyry considers that the information and opinions given in this work are sound, all parties must rely upon their own skill and judgement when making use of it. Pöyry does not make any representation or warranty, expressed or implied, as to the accuracy or completeness of the information contained in this report and assumes no responsibility for the accuracy or completeness of such information. Pöyry will not assume any liability to anyone for any loss or damage arising out of the provision of this report.
1. Introduction 4
1.1 Context and objectives 4
1.2 What is a market Failure 14
2. Potential market failures in gas storage 19
2.1 System value 21
2.2 Insurance value 32
2.3 Gas market liquidity facilitation 39
2.4 Long-term requirements 45
3. Conclusions 50
Annexes 53
TABLE OF CONTENTS
1.1 CONTEXT AND OBJECTIVES
BACKGROUND
Gas storage helps to deliver gas in the coldest/
highest demand days.
Having storage close to demand means that production, import and transport capacities do not need to be as big, have higher utilisation.
It also plays a vital role in balancing day-to-day and within-day variability in demand and supply throughout the year.
LNG, EU gas production and pipeline imports provide some flexibility, but nowhere near as much as storage.
Gas storage also provides an insurance against major supply losses. These events are rare but have a major impact on the economies of the countries affected.
Storage is therefore:
– a competitive service provider of flexibility – an efficient piece of supply infrastructure and – a strategic asset for society
Gas storage plays and will continue to play a vital part in the EU gas market
Figure 1: European Gas Flows 2015-17
Source: ENTSOG Transparency Data, National Grid 0
5 10 15 20 25 30
TWh/d
Gas storage Other LNG
VALUE OF GAS STORAGE
Seasonal differences in our climate means higher demand in winter than summer:
– significant demand from heat sector.
– lower solar output.
Upstream economics favours flat production.
Storage is a useful tool to balance the seasonal differences in demand and supply.
Daily/hourly supply/demand balance in a market is subject to outages, and unexpected events:
– Cold/warm weather driving demand up/down.
– Still/windy weather driving demand up/down.
– Outages and maintenance.
– Geopolitical challenges.
Storage is a useful tool to balance the daily differences in supply and demand.
Gas storage provides value in a number of ways in a well-functioning gas market
Seasonality Flexibility
Transportation systems have to cope with the maximum supply and demand situations.
Supplying gas close to centres of gas demand means that smaller transportation networks are required.
Storage acts as an additional supply, close to the gas demand, reducing the need for
investment in gas transmission systems, saving consumers money.
System
Major outages can have a significant impact on gas supply, requiring customers to be cut off and consequently impacting a region’s economy.
Thankfully, these events are rare.
Storage close to gas demand provides the ability to ensure continuity of supply in low probability high impact events.
Insurance
Arbitrage Value1
1. Storage provides a way of balancing the temporal arbitrage between one season and another or one day and another
WHAT HAS INFLUENCED THE MARKET VALUE OF GAS STORAGE
Originally storage either had long-term contracts that helped to
underwrite its construction or was a regulated asset, built as an integral part of the supply infrastructure.
A perceived shortage of storage capacity in the 2000’s, based on higher demand and increasing reliance on imports, led to more facilities being developed.
The EC’s Third Energy Package brought in unbundling/vertical
separation and the establishment of competition in gas shipping/supply from 2009.
Third party access to storage was improved through the Guidelines for Good Practice.
Development of trading hubs has provided a commercial value for the providers of flexibility in the form of seasonal spreads and daily and within-day volatility (see page 8).
In merchant markets, the long-term societal benefits of gas storage as efficient pieces of supply infrastructure and as strategic assets have been ignored and this value is not reflected in the short-term value of flexibility (see page 12), which, coupled with large barriers to market entry, may put long-term security of supply at risk.
More gas market players (shippers, suppliers and traders) and better access have changed the nature of gas storage from long-term asset to short-term trading tool
Price of storage reflected both short-term and long-term value
Liberalisation has put emphasis on short-term value
Storage starting to close
VALUE OF SEASONALITY AND FLEXIBILITY HAS DECREASED
In the past ten years, seasonal spreads and volatility have been driven down by:
– Increased storage volumes, mostly with financial investment decisions made pre-2010 when spreads were high (see page 9).
– Reduced demand following the financial crisis in 2008 means there is more seasonality and flexibility available than the market needs (see Annex A).
– Improved third party access to storage through the 3rd Energy Directive and Guidelines for Good Practice for SSOs.
– Increased market liquidity, reliance on the market to provide flexibility, and changing trading behaviour.
– Increased local deliverability and flexibility via investment in pipelines and LNG.
– Increased interconnection which broadens the area from which storage can be procured.
Without regulatory intervention, storage operators that we have spoken to need spreads of about 3-5€/MWh to cover costs.
Current spreads and volatility mean merchant revenues are too low for most storage companies without regulated revenues to survive in the long term.
Spreads have reduced to the point that some storage facilities may not even recover operational costs
Change in market participants’
value of gas storage
Figure 2: TTF summer-winter price spreads 2007-2016
Source: ICIS Heren data
20 40 60 80 100 120
2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020
EU28 Storage Volume (bcm)
?
Insufficient revenue will drive a reduction in storage volumes, particularly where facilities need ongoing investment.
A reduction in storage volumes will drive up spreads and volatility.
At some point revenues should recover and storage volumes stabilise.
It is not clear how much storage will close or whether it will be the required type of storage or in the right location.
There is concern too much storage will close (either in some regions or across Europe) as the market does not currently compensate for the full value of storage.
While a spread recovery may support remaining storage, it will continue to not incorporate the full value of storage.
Storage’s capacity to support seasonality, flexibility, system operation and insurance will reduce.
This may endanger security of supply and/or require expensive future interventions to rebuild storage.
Figure 3: European storage volume evolution
THE EUROPEAN PROBLEM
Most gas storage operators cannot afford to stay open so more facilities will close unless revenues improve
How much storage will close?
next See page
Source: Analysis of IEA and GIE data 2006-2016. Pöyry analysis for 2017.
CASE STUDY: HOW MUCH STORAGE WILL CLOSE?
Gas storage is a very capital intensive business. With relatively low operational costs (see Figure 4) and legacy contracts
supporting many facilities, storage volumes will persist for several years until sustained losses or a need to invest capital to maintain assets leads to a sufficient number of closures to allow spreads to recover.
19% 75%
6%
variable OPEX fixed OPEX CAPEX Figure 4: Example of annualized storage costs1
Determining how much storage will close requires predicting how the market will respond to lower storage capacity, and what spreads are sustainable.
Few independent players have modelled this in depth, but 3-4
€/MWh is generally considered the minimum level to maintain existing capacity with purely market-driven revenue. Pöyry
investigated available information on storage costs and likely future need for capital expenditure, to estimate where storage facilities are likely to close, and used our gas model Pegasus to investigate the impact of reduced capacity on spreads. A simplified analysis, showing utilisation of storage at different costs of storage, is shown to the left.
Pöyry’s initial modelling results, presented at Flame 2016, suggested that current market arrangements would mean the closure of at least 30 bcm from 2016 (or about 25 bcm extra from Figure 5: Modelled storage utilisation by storage price1
2017, following recent closure announcements) without government intervention. Similar analysis by Wood Mackenzie in 2017 came to similar conclusions2.
The picture is complicated by interventions in some parts of Europe, such as strategic storage and storage obligations, which are not fully taken into account in either set of modelling. Nonetheless it is clear that wherever storage provision is left to the market, significant volumes of storage will close.
1. Figures from Pöyry presentation to Flame, 2016, based on preliminary modelling exercise and analysis 2. European Gas Storage Operators under pressure by Wood Mackenzie
CURRENT GAS MARKETS ARE MISSING PARTS OF THE VALUE
Temporal arbitrage between summer and winter.
Value is visible as seasonal price spreads in well functioning markets.
These are only ‘reliable’ for liquid North-West Europe markets and hubs that take them as references.
Valid in liberalised markets
Temporal arbitrage in balancing variable supply and demand across days or weeks.
Value is visible as volatility.
Options & derivatives provide confidence limits on future pricing, but much of the actual volatility relates to underlying fundamentals, e.g. reliability of assets, unpredictability of weather, etc.
Valid in liberalised markets
The full value of storage services are not remunerated, indicating market failure in two important areas
Seasonality Flexibility
Increases network capacity at key bottlenecks and aids pressure and congestion management.
No EU legislation transfers the full system value to SSOs.
Some local practices (OBAs, load flow
commitments) may transfer some value in some cases.
System
Avoidance of risks to security of supply and extreme prices driven by weather, failures or politics.
Governments and consumers usually require a higher level of insurance than the buyers of the service.
Security of supply obligations and strategic storage are sometimes used to address the physical need, but don’t always recompense the SSO
appropriately.
Insurance
Arbitrage Value
Individual Member States have made
different interventions on storage regulation to compensate for missing System and Insurance value:
– Market based
– Regulated prices or revenue – Shipper security obligations – Strategic stocks
Shippers therefore look for the cheapest storage facilities in one country to satisfy their flexibility needs in another (taking transport costs into account).
Even some countries that have regulated prices are not recovering their costs as insufficient storage is being booked.
A non-uniform approach on obligations has created a non-level playing field for storage, driving
inefficiencies in the market.
With storage leaving the market, there is a need for a consistent European approach to maximise European welfare.
INTERVENTIONS
Some governments and/or national regulators have intervened to try to compensate SSOs for missing value and keep storage open
Figure 6: Interventions in European storage market1
Source: GSE SoS Map, 8 July 2014
1. Map does not show price regulation present in some markets.
2. Summaries of arrangements in Italy, France, Hungary, Denmark, Poland and Spain can be found in Annex B
Supply standards only Strategic storage and supply standards2 Storage obligation and supply standards
Strategic storage, storage obligation and supply standards2
No data
OBJECTIVE OF THE STUDY
The study has been commissioned by Gas Infrastructure Europe (GIE) on behalf of Gas Storage Europe (GSE) and a set of 12 GSE members.
It has been divided into two phases, and in this first phase the objective is to:
– identify whether any market failures exist in the European storage market;
– demonstrate the risk of market failures and consequences for SSOs and EU social welfare; and – provide input for the GSE’s response to the consultation on the EC’s Follow-up Study to the LNG
and Storage Strategy.
Given this has been achieved, the ultimate objectives are to:
– identify relevant interventions to address failures as and where the risk is highest that they would materialise;
– develop an economic analysis in support of industry discussions; and – increase the EU social welfare;
which would take place in a second phase.
Identify whether any market failures exist in the European storage market
1.2 WHAT IS A MARKET FAILURE
WHAT ARE MARKET FAILURES?
In a (perfectly) competitive market, an efficient allocation is achieved through price signals that incentivise changes in production and consumption.
A market failure generally arises when such price signals are absent or incorrect (or participants are unable to respond to a price signal – e.g. there are barriers to entry/exit) and the consequence is that social welfare is not maximised.
There are several causes of market failure:
– Ability to enter and exit the market.
– Market power.
– Externalities.
– Informational failures.
– Government/regulatory intervention.
Market failures lead to inefficient allocation of goods and/or services
Market Failure
Ability to enter and exit the market
Market power
Externalities not reflected in the market
price Imperfect
information available to participants Government
Interventions
Market Failure
Ability to enter and exit the market
Market power
Externalities not reflected in the market price Imperfect
information available to participants Government Interventions
Market Failure
Ability to enter and exit the market
Market power
Externalities not reflected in the market price Imperfect
information available to participants Government Interventions
ABILITY TO ENTER AND EXIT THE MARKET
In the theoretical models, actors are assumed to be risk neutral.
However, in reality, investors may be both risk averse and myopic (short-termist).
This may lead to both a higher cost of investment and a bias against large infrastructure investments that have long pay-back periods.
Where an asset investment is very specific and there is limited scope to transfer use to other purposes (e.g. gas storage) then the sunk-character of the investment means it is difficult to leave the market without writing off the investment, and an incentive to stay to avoid future re-entry costs. This gives the user bargaining power.
This can make the investment susceptible to future regulatory or political intervention – leading to a hold-up problem and reduction in efficient investment.
In a perfectly competitive market there are no barriers to entry or exit of firms but long term investments and aversion to risk can inhibit this
MARKET POWER
If a company has market power it has the ability to increase prices/reduce output relative to the efficient market outcome.
This reduces welfare in several ways – e.g. too little gas is consumed because of high prices (static allocative inefficiency), inefficient investment in response to prices (productive inefficiency), and lack of innovation incentives.
In a perfectly competitive market super-normal/ excess profit cannot be sustained as firms would enter until profits were again at a ‘normal’ level
Market Failure
Ability to enter and exit the market
Market power
Externalities not reflected in the market price Imperfect
information available to participants Government Interventions
The private and social benefits and/or costs are not aligned,
meaning that production of a good or service is not socially optimal.
Externalities may be positive (e.g. immunisation) or negative (e.g.
pollution).
Positive externalities:
– the level of production/consumption will be lower than is socially optimal. For example, as shown in Figure 7, the marginal private benefit is lower than the marginal social benefit. This results in a level of production (QP) that is lower than is socially optimal (QS).
Negative externality
– the lack of consideration of the additional costs imposed on society means that the good/service is over-produced. As shown in Figure 8, the marginal social cost is higher than the marginal private cost. However, production is determined by the equalisation of the marginal private cost and benefit,
resulting in an output level (QP) above the socially optimal level (QS).
One particular type of externality is a network externality, where other users are affected by the number of other users consuming the good. Again, this may be positive (e.g. a communication network benefits from having more users connected) or negative (e.g. too many people connected to a system may create system imbalances or congestion adding to costs and risk of non-delivery).
Figure 7: Positive externalities
Figure 8: Negative externalities
EXTERNALITIES
Externalities arise when the effect of the production or consumption of goods and services imposes costs or benefits on others that are not reflected in prices
