DISCERN

DISCERN är en förkortning för “Distributed Intelligence for a Cost Effective and Reliable Distribution Network Operation” och är ett EU-projekt med bl.a. Vattenfall och ABB som svenska deltagare. En del av DISCERN-projektet kommer, parallellt med Smart Grid Gotland-projektet, att genomföras på Gotland.

DISCERN-projektet är tänkt att testa kostnadseffektiva sensor-lösningar och jämföra sensorsystem. En av frågeställningarna är hur väl man kan övervaka nätet med sensorer som är betydligt billigare än de som används i projektet Smart Grid Gotland. DISCERN startar 2013 och ska slutföras 2016.

elnät

På övergripande nivå kan nyttan eller möjligheterna med smarta elnät betraktas från två olika perspektiv. Ur ett elsystemperspektiv handlar det om att öka förmågan att hantera nya tekniska förut-sättningar orsakade bl.a. av nya typer av elproduktion, förändring i förbrukningsmönster och ökade krav på hela kraftsystemets effektivitet och tillförlitlighet. Ur ett kundperspektiv är i stället den tydligaste nyttan att smarta elnät gör det möjligt att öka kund-ernas inflytande genom att skapa förutsättningar för fler aktiva val på marknaden. Det kan t.ex. handla om att aktivt styra sin förbruk-ning eller att utnyttja nya produkter och tjänster som bl.a. kan bidra till ökad energieffektivisering. Självfallet finns det en stark koppling mellan de två perspektiven. På en väl fungerande marknad bör det som ökar effektiviteten i elsystemet också komma kund-erna till godo. När vi diskuterar nyttan med smarta elnät är det ändå användbart att diskutera dessa två perspektiv separat. De möjligheter som smarta elnät kan förväntas erbjuda i framtiden redovisas alltså nedan utifrån dessa två perspektiv.

9.1 Utmaningar och möjligheter ur ett energisystemperspektiv

Utmaningar och möjligheter ur ett systemperspektiv relaterad till ny produktionsteknik och förändringar i kraftsystemet kan grovt indelas efter följande tre målsättningar:

 Underlätta introduktion och utnyttjandet av icke styrbar förny-bar elproduktion

 Bidra till effektreduktion och till att kapa effekttoppar

 Bidra till ökad effektivitet, förbättrad elkvalitet och driftsäker-het i elnätet

Utmaningar, möjligheter och nytta relaterad till var och en av dessa målsättningar hänger intimt ihop. Åtgärder som bidrar till effekt-reduktion kan underlätta utbyggnad av förnybar elproduktion.

Distribuerad lokal elproduktion kan under vissa omständigheter bidra till spänningsstabilitet etc.

I takt med att andelen förnybar icke styrbar elproduktion ökar kommer utmaningarna ur ett elsystemperspektiv att bli mer och mer uttalade. Behovet av att utnyttja ny teknologi för att på ett kostnadseffektivt sätt hantera dessa utmaningar förväntas således också öka i framtiden. Behovet av att investera i smarta elnät är således beroende av hur den förnybara elproduktionen kan för-väntas utvecklas i framtiden.

Avgörande för utbyggnadstakten av den icke styrbara förnybara elproduktionen är givetvis marknadsförutsättningarna, som i stor utsträckning styrs av de politiska mål och styrmedel som lagts fast.

Vad gäller de nationella marknadsförutsättningarna på kort sikt är det i första hand de mål och den kvotplikt som ställts upp inom el-certifikatsystemet som förväntas styra utvecklingen. Introduk-tionen av ett gemensamt elcertifikatsystem med Norge gör det dock i viss mån svårt att bedöma den framtida produktions-utbyggnaden i Sverige av icke styrbara produktionskällor som sol- och vindkraft och därmed omfattningen av de utmaningar som kommer att behöva hanteras i det framtida elsystemet. Det finns dock tydliga indikationer på att dessa utmaningar kan förväntas bli omfattande på såväl nordisk som europisk nivå.

9.1.1 Kraftsystemets framtida utveckling

Så som nämnts i avsnitt 6 pekar utvecklingen inom den nord-europeiska kraftmarknaden på att Norden i framtiden kan komma att spela en viktig roll som nettoexportör av kraft till Kontinental-europa. Exporten kan bli väsentligt större än i dag. Anledningen är framförallt de förväntade komparativa fördelarna för ny förnybar elkraft som finns i Norden relativt många andra europeiska länder.

I en framtid där de europeiska klimatambitionerna präglar el-systemets utveckling är det därmed kostnadseffektivt, i ett euro-peiskt perspektiv, att bygga ut elproduktion i Norden och öka

exporten till kontinenten. Detta är en samstämmig bild som för-medlas i såväl Energimyndighetens långtidsprognos från 2012¹ som i ett flertal scenarioanalyser där olika grad av klimatambitioner förutsätts. Exempel på sådana analyser är NEPP-scenarierna, Nordisk ETP², Naturvårdsverkets Färdplan 2050 samt Pathways-projektet³. En faktor som ytterligare förstärker denna utveckling är att utbygganden av ny kraft förväntas expandera snabbare än den nordiska elförbrukningen, vilken antas stagnera eller öka långsamt.

Efter 2030 kan man förvänta sig en nordisk elexport på 20 TWh/år i fallet med måttliga klimatambitioner. Med mycket höga klimat-ambitioner kan exporten bli betydligt högre än så. I flera av ovan nämnda scenarioanalyser indikeras en nordisk export på 50–70 TWh/år i scenarier med mycket kraftiga klimatambitioner.

En annan tydlig förändring som redovisas i de flesta scenario-beräkningar är omfattande förändringar av produktionsmixen såväl i Norden som i Europa. Förändringen drivs både av Europas åldrande kraftverkspark samt energi- och klimatpolitikens påverkan. Andelen förnybar elproduktion förväntas öka rejält. Det är då framför allt vindkraft som växer, men även biobränslebaserad elproduktion. På lång sikt kommer också solel i vissa scenarier att ge stora bidrag.

Ur ett ”smarta elnäts-perspektiv” är särskilt utvecklingen för de icke styrbara förnybara elproduktionsalternativen av intresse.

I TWh räknat kan man förutse mycket stora tillskott av icke styrbar elproduktion i Europa. Till år 2030 kan expansionen bli av storleksordningen 150 TWh och till 2050 hela 250 TWh. Som exempel på liknande analyser för enbart Sverige kan nämnas resultat från sceneriet ”Green Policy” i NEPP-programmet. Detta scenario, som förutsätter starka politiska instrument för främjande av förnybar elproduktion i såväl Norden som i Europa, ger en utbyggnad i Sverige till 37 TWh för 2030 och 55 TWh för 2050.

(För mer detaljer kring scenarierna i NEPP se bilaga 1).

Om man betraktar de nordiska och europeiska elproduktions-systemen ur ett kapacitetsperspektiv, så blir de framtida utmaning-arna ännu tydligare eftersom t.ex. vindkraft har relativt liten energi-produktion i förhållande till den installerade kapaciteten på grund av relativt få fullasttimmar under ett år. Den stora installerade effekten i den icke styrbara elproduktionen indikerar de utmaningar

1 I Energimyndighetens långsiktsprognos från 2012 bedöms svensk elexport uppgå till 25 TWh/år 2030.

2 Nordic Energy Technology Perspectives, Nordisk energiforskning och IEA.

3 Pathwayprojektet drivs av Chalmers i nära samarbete med NEPP.

som elsystemet står inför. Produktionen från exempelvis vindkraft-verk kan variera från liten till stor på kort tid och på ett delvis svår-prognostiserat sätt, vilket kräver snabb anpassning av övrig pro-duktion eller konsumtion till dessa växlingar. Med nuvarande marknadsmodell kommer sannolikt kraftiga prissvängningar bli en följd av detta. Förutom produktionssvängningarnas omfattning är osäkerheten kring hur ofta dessa situationer uppträder ytterligare en svårighet. Det gör att investeringar i produktionsanläggningar för topplast eller i lösningar för att möjliggöra förbrukarflexibilitet blir mycket osäkra.

De förändringar i det nordiska produktionssystemet som indi-kerats här pekar också på omfattande behov av nätutbyggnad vilket även tydligt framgår av olika analyser som genomförts, bland annat Svenska Kraftnäts perspektivplan 2025. Det handlar både om utbyggnad av decentraliserad elproduktion som ställer krav på nät-utbyggnad/förstärkningar i distributionsledet och om utbyggnad av ytterligare överföringsförbindelser till resten av Europa för att hantera den stora nordiska elexporten. Hur stora utbyggnaderna behöver vara relaterar alltså i hög grad till den framtida energi- och klimatpolitiken och de styrmedel som blir konsekvensen av den.

För att möjliggöra kraftigt ökad elexport kommer det också krävas förstärkningar av elnäten inom de berörda länderna.

Samtidigt är det viktigt att betona att smarta elnät gör det möjligt att integrera mer förnybar elproduktion i det existerande elsystemet och härigenom begränsa eller skjuta upp kravet på nät-utbyggnad. En stor andel av den förnybara produktionen kommer att anslutas på distributionsnätnivå. Här är möjligheten att undvika eller skjuta upp nätinvesteringar genom smarta elnätslösningar särskilt intressant. En ytterligare potential är en starkare sammankoppling mellan el och fjärrvärme

Detta kraftigt ökade inslaget av icke styrbar elproduktion i Norden och Europa kommer att ställa ökade krav på reglerkraft.

Ur svensk och nordisk synpunkt handlar det om hur långt vatten-kraften (och transmissionsnätet) räcker för att reglera ut variationer i efterfrågan och i annan produktion. Givetvis kan även termisk elproduktion inklusive kärnkraft användas för denna reglering, men det medför högre priser eftersom kostnaderna för termisk reglering är högre än för vattenkraften.

Grovt förenklat kan man säga att om de timmar reglerförmågan i vattenkraften räcker kommer prisvariationerna bli små eftersom vattenkraftens reglerkostnad normalt är låg. Lönsamheten att

investera i flexibilitet på efterfrågesidan och i annan topplast-produktion blir liten, medan lönsamheten i nät- och utlands-förbindelser blir god. De timmar reglerförmågan i vattenkraft inte räcker kommer det att krävas att andra, dyrare resurser, hjälper till att reglera systemet och då blir i stället prisvolatiliteten hög.

Risken är också att mycket av den termiska kraften fasas ut, både av åldersskäl och till följd av att elpriset inte längre räcker för att motivera att hålla kapaciteten i drift vid de minskande drifttider som kan förutses. Om sådan utfasning sker kan man agera på olika sätt. Man kan enkelt uttryckt antingen acceptera de dramatiska elprisvariationer som det skulle leda till, eller förändra elmark-nadens regler så att bibehållen termisk kapacitet görs lönsam genom någon form av fast ersättning för kapacitet. Skulle det exempelvis införas en kapacitetsmarknadsmodell i Tyskland som stimulerar investeringar i topplastanläggningar kan prisbild och handelsmönster förändras radikalt.

9.1.2 30 TWh vindkraft – ett räkneexempel

Hur stor andel vindkraft man kan ha i ett kraftsystem beror på många faktorer. Begränsningar sätts av möjligheten att balansera systemet effektmässigt, men även av sådant som förmåga till spän-ningshållning, pendlingsdämpning och robusthet mot störningar.

Vilka delar i systemet som blir begränsande beror i hög grad på hur systemet är uppbyggt och var man lägger systemgränserna.

För att på ett tydligt sätt belysa de utmaningar som en hög andel förnybar och icke styrbar elproduktion innebär med fokus på balansering av systemet, redovisas här ett räkneexempel med 30 TWh vindkraft i det svenska elsystem som tagits fram av NEPP.

Med några få undantag får elproducenter bara betalt när man faktiskt producerar⁴. För att motivera producenter att variera pro-duktionen för att möta efterfrågevariationer måste elpriserna variera. Varierande priser är också helt avgörande för att produ-center ska vara intresserade av att investera i kraftverk som inte används så ofta. Utan variationer i priserna skulle producenterna välja att producera så jämnt som möjligt och produktionsapparaten skulle dimensioneras för denna jämna produktion.

4 De systemansvariga betalar producenter för de reserver som krävs för att upprätthålla leveranssäkerheten vid plötsliga fel (störningsreserver). I Sverige finns också en upphandlad

”effektreserv” på maximalt 2 000 MW. Detta är dock en temporär lösning som ska vara avvecklad till år 2020. En liknande effektreserv finns också i Finland.

Behovet av produktion som används sällan kan illustreras med ett s.k. varaktighetsdiagram över nettoförbrukningen av el. Med begreppet nettoförbrukning avses den elförbrukning som återstår när icke styrbar produktion, så som vindkraft, subtraherats från verklig elförbrukning. I nedanstående två figurer visas nettoförbruk-ningen 2011 med dagens vindkraftsproduktion och netto-förbrukningen 2011 uppräknat till en årsproduktion för vind-kraften på 30 TWh.

I diagrammen visas efterfrågan för el minus vindkraftsproduktion i Sverige år 2011 uttryckt i MWh/h för årets samtliga timmar, där timmarna är sorterade så att timmen med det högsta värdet kommer längst till vänster i bilden, o.s.v. Ju spetsigare kurvan är desto svårare är det att få ekonomi i de investeringar i produktion och nät som krävs för att upprätthålla leveranssäkerheten eftersom driftstiden blir mycket kort. 2011 var det 2 000 MW som användes kortare tid än 55 timmar. För att få lönsamhet i investeringar som används så sällan krävs mycket höga priser de timmar kraftverken faktiskt används. Mycket skulle således vara vunnet om exempelvis de sista 2 000 MW skulle kunna kapas genom förbrukarflexibilitet. Det bör nämnas att också för förbrukarflexibilitet i denna storleksordning krävs investeringar bl.a. i kundanläggningar där nyttan givetvis måste motsvaras av kostnaderna. Det är därutöver viktigt att notera att problemet mildras av att vi har möjlighet att importera kraft när behoven i Sverige är som störst. Om vi tar hänsyn till import var det bara 850 MW som användes kortare tid än 55 timmar 2011.

Om vi i stället studerar nettoförbrukningen 2011 med 30 TWh vindkraft ser vi att kurvan blir ännu spetsigare. I detta exempel användes 2 000 MW kortare tid än 35 timmar.

Förutom höga priser finns det ytterligare ett problem med en spetsig ”efterfrågekurva”. Eftersom det till slut bara kommer att finnas en producent som har kraft att sälja, kommer denna produ-cent kunna sätta i princip vilka priser som helst. En diskussion om missbruk av marknadsmakt är ofrånkomlig.

Därutöver innebär en situation med en låg förbrukning och mycket vindkraft en särskild utmaning. Med 2011 års väder och för-brukning samt 30 TWh vindkraft skulle det ha varit cirka 20 tim-mar då nettoförbrukningen understeg vattenkraftens lägsta möjliga produktion. I verkligheten uppstår dessutom stabilitetsproblem när andra kraftverk behöver reglera ner kraftigt.

Smarta elnäts möjligheter att underlätta de utmaningar som en omfattande vindkraftsutbyggnad skulle innebära kan således sam-manfattningsvis identifieras inom tre områden:

 Bidra till hantering av den kontinuerliga balanshållningen.

 Dimensionera systemet så att det är leveranssäkert även de timmar som vindkraft och solkraft ger ett litet tillskott men efterfrågan är hög.

 Dimensionera systemet så att timmar med hög vind/solkraft-produktion och låg elförbrukning inte leder till instängd pro-duktion och priskollaps.

9.2 Möjligheter från ett kundperspektiv

Ur ett kundperspektiv handlar nytta och möjligheter relaterade till smarta elnät i första hand om att kunden kan få ett ökat inflytande över den egna elförbrukningen genom bl.a. lättillgänglig information och kunskap och fler valmöjligheter utifrån sina egna behov. Detta kan ske genom att:

 Förutsättningar skapas för fler valmöjligheter och konkreta kund-erbjudanden på marknaden.

 Förutsättningar skapas för mer flexibla nättariffer.

 Energieffektivisering och minskad energiförbrukning under-lättas.

 Effektivare användning av egenproducerad el underlättas.

Med smarta elnät och smarta mätfunktioner kan kundernas val i större utsträckning styras av de faktiska kostnaderna för elpro-duktion och distribution, som varierar över tiden men som de flesta kunder hittills inte påverkats av, och det värde kunden tycker att elen har i olika situationer. Kunden kan välja att både konsumera och producera el eller utnyttja lagring när det är bäst för honom/henne.

Genom att det kan vara intressant för vissa kunder att minska sin förbrukning under topplast blir prisspikarna mindre branta vilket gynnar hela kundkollektivet. En reduktion på 3–5 procent i efterfrågan under en timmes pristopp kan reducera energikost-naderna för den timmen med 20–50 procent. En mer priskänslig efterfrågesida bidrar också till att minska möjligheterna att utöva marknadsmakt särskilt vid topplastsituationer, vilket är ytterligare en positiv bieffekt.

9.2.1 Drivkrafter för förbrukarflexibilitet

Förbrukarflexibilitet kan ge kunderna en reell makt över sina kost-nader om elförbrukningen styrs utifrån prissignaler eller andra preferenser med hjälp av timvis mätning och avräkning. Så länge kunden debiteras efter en standardiserad profilkurva, finns det inga ekonomiska incitament för förbrukarflexibilitet. Detta är ett hinder i dagsläget eftersom mätning med tillräcklig tidsupplösning ännu ofta saknas.

Både hushållskunder och industrikunder har sett positivt på en framtida möjlighet att styra effekten under någon eller några timmar vid tillfälligt höga spotpriser så länge incitament till förbrukar-flexibiliteten finns⁵.

Drivkrafter för hushållskunder och industrikunder skiljer sig åt, liksom hinder och möjliga lösningar. Kostnaderna förknippade med förbrukarflexibilitet är relativt låga för hushållskunder. För industri-kunder är den alternativa kostnaden en central del i resonemanget och kan skilja sig mycket mellan industrier, konjunkturer och pro-duktionslägen.

Det är viktigt att betona att kunderna också kan ha andra driv-krafter än rent ekonomiska för att aktivera sig på elmarknaden.

5 Förutsättningar och drivkrafter för olika typer av elkunder att justera förbrukningsmönster och minska sin elförbrukning idag och i framtiden, preliminär rapport från NEPP, maj 2013.

Exempel på sådana drivkrafter kan vara miljö, samhällsansvar, önskan om oberoende samt andra attityder och normer. Avgörande för de allra flesta kunder är också kravet på enkelhet.

På sikt finns stora möjligheter för nya tjänster när smarta elnät kopplas ihop med smarta hem. Viktiga tillämpningar är smarta vit-varor (prices to devices), fjärrstyrning av t.ex. belysning, larm-funktioner etc. Man talar om ”internet of things”. Ännu är dessa marknader svaga och kostnaderna relativt höga, men stora utveck-lingsinsatser görs världen över så på sikt kan här finnas stora möjlig-heter.

Utöver kundernas drivkrafter, är det viktigt att drivkrafter för de olika marknadsaktörerna existerar. Rollerna för kunder, elhandels-företag och balansansvariga, elnätselhandels-företag och systemoperatören skiljer sig i hög grad, men har alla potential att påverka före-komsten av förbrukarflexibilitet.

Det är inte enkelt att kommunicera till hushållen hur förbrukar-flexibilitet fungerar, relaterade tariffer eller riskfördelningen, med vilka åtgärder elförbrukningen kan påverkas osv. Däremot är kom-munikationen ett viktigt verktyg för att få kunderna att bli del-aktiga. De måste få den korrekta information de behöver på ett sätt som är kundanpassad och koncentrerad.

För mätning, kommunikation och kunskapsöverföring behövs således smarta mätare och någon form av återkopplingsgränssnitt till elanvändaren. Återkopplingen kan ske direkt eller indirekt. Med direkt återkoppling avses kommunikationsgränssnitt såsom mätare eller monitorer som ger information momentant. Direkt återkopp-ling möjliggör att elkonsumenter i realtid kan observera påverkan av ett konsumtionsval på elförbrukningen, t.ex. på- eller avslagning av en hushållsapparat. Med indirekt återkoppling syftas på informa-tion som blir tillgänglig till kunden efter att den behandlats, såsom webbaserad återkoppling eller elfaktura. Det är fortfarande möjligt för elkonsumenten att i efterskott observera hur stor påverkan potentiella laststyrnings- eller energieffektiviseringsåtgärder har haft på elkonsumtionen och relaterade kostnaderna.

För att nå långsiktiga resultat krävs både indirekt och direkt återkoppling. Återkopplingen har stor betydelse som inlärnings-verktyg och förstärker effekten av andra informations- och rådgiv-ningsinsatser. Det har i ett flertal forskningsprojekt visats att kundernas medvetenhet och engagemang ökar med rätt återkopp-ling.

9.2.2 Potential för förbrukarflexibilitet genom laststyrning För att kunna bedöma vilka förutsättningar för förbrukarflexibilitet som finns på elmarknaden måste de viktigaste kundkategorier betraktas separat. Viktiga kundgrupper är hushållskunder, fastig-hetskunder och industrikunder och möjligheterna till förbrukar-flexibilitet för dessa kundgrupper har särskilt studerats inom ramen för samordningsrådets uppdrag till NEPP.

Potentialen för förbrukarflexibilitet är betydande men beror på många variabler, såsom temperatur- och elprisvariation, produk-tionsprocessen och konjunkturläget m.m. Bland hushållskunder är småhus med elvärme av central betydelse för förbrukarflexibilitet, eftersom värmelasten är möjlig att kortsiktigt variera utan kom-fortpåverkan. Bland industrin är elintensiva företag de som kan anpassa sin last mest.

Den tekniska potentialen bland hushåll uppskattas av NEPP till minst 1 500 MW, vilket ungefär motsvarar en genomsnittlig effekt-minskning på 3 kW i Sveriges samtliga eluppvärmda villor⁶. Potentialen bland större fastigheter, såsom köpcentra, kontors-verksamhet, skolor samt industrilokaler, till cirka 200 MW och potentialen bland svenska industriföretag uppskattas till närmare 2 000 MW. Utifrån prisantagandet om en besparing vid laststyrning på 3–10 kr/kWh under i genomsnitt 40 timmar per år antas en ekonomisk potential för att skapa en effektreduktion på minst 2 000 MW existera. Det bör dock betonas att det inte handlar om en uthållig effektreduktion, utan en genomförbar neddragning av effekten under i storleksordningen 1–3 timmar. Produktions-reserver för mer långsiktiga produktionsbortfall kommer fort-farande att behövas. Därmed är inte förbrukarflexibilitet genom laststyrning en heltäckande lösning, vilket är viktigt att betona.

9.2.3 Synergieffekter genom ökad energieffektivisering Vid lyckad introduktion av kundanpassad infrastruktur för för-brukarflexibilitet kan ytterligare nyttor realiseras, t.ex. energieffek-tivisering genom automatiserad styrning och inlärning via åter-koppling av information samt övervakning av drift som resulterar i en mer anpassad elförbrukning.

6 Utöver denna potential finns också en viss potential för annan styrbar hushållsel. Denna har dock inte inkluderats i den preliminära potentialbedömning som genomförts av NEPP.

Det kommersiella värdet i moderna styrsystem ligger inte främst i möjligheten att flytta laster utan i stället i möjligheten att

Det kommersiella värdet i moderna styrsystem ligger inte främst i möjligheten att flytta laster utan i stället i möjligheten att