Oktober 2019
Analys av tänkbara förändringar i intäktsramsregleringen avseende
incitament för effektivt nätutnyttjande
Maria Dalheim
Teknisk- naturvetenskaplig fakultet UTH-enheten
Besöksadress:
Ångströmlaboratoriet Lägerhyddsvägen 1 Hus 4, Plan 0
Postadress:
Box 536 751 21 Uppsala
Telefon:
018 – 471 30 03
Telefax:
018 – 471 30 00
Hemsida:
http://www.teknat.uu.se/student
An analysis of changes in the incentive for an efficent utilisation of the grid in the revenue cap regulation
Maria Dalheim
The Swedish Energy Market Inspectorate (Ei) determines the revenue cap for the distribution system operators (DSO). As a part of determining the revenue cap there is an incentive for the DSOs to have an efficient utilisation of the grid. The incentive consists of two parts: reduced network losses and an even load in the grid.
The DSOs can lower the network losses by using grid components with lower losses and having a more even load in the grid. A more even load can be achieved by moving the electrical consumption from the hours where the consumption is highest to other hours of the day.
The thesis explored the incentive for an efficient utilisation of the grid. A common norm level for the reduced losses incentive was evaluated. Current norm level is based on the DSOs own historical values of network losses. Today’s incentive to even the load in the grid, new indicators and functions for the incentive was evaluated. Two of the indicators that was assessed was an average load factor and a utilisation factor. A case study was performed to see how different indicators and functions for the incentive is affected by four future scenarios.
A common norm level gives the DSOs a more long-time incentive to reduce their network losses. The norm period is not zeroed out after the regulatory period as it is with a norm level based on the DSOs historical values of network losses.
The current indicator, cost for the feeding grid, for the incentive to even the load does not encourage an efficient utilisation of the grid. This is since there are few DSOs who reduces their max power consumption at the same time as they reduced their cost for the feeding grid. To use an average load factor as indicator would strengthen the incentives purpose of evening out the load in the grid.
Tryckt av: Stockholm
ISSN: 1650-8300, UPTEC ES19 034 Examinator: Petra Jönsson
Ämnesgranskare: Mikael Bergkvist Handledare: Carl Johan Wallnerström
i
Executive summary
This thesis has investigated the incentive for distribution system operators (DSO) to have an efficient utilisation of the grid. The incentive consists of two parts: reduced network losses and an even load in the grid.
A common norm level for the incentive to reduce network losses was found to strengthen the incentive by making it more long-term. With a common norm level each action that the DSOs takes to reduce the network losses will affect the incentive as long as the consequences of the action reduces the network losses.
The indicator, cost for the feeding grid, for the incentive to have an even load in the grid does not steer towards an efficient utilisation of the grid. The reason for this is that there are few DSOs that decrease their max power at the same time as they reduce their cost for the feeding grid. The average load factor was evaluated as an alternative indicator for the incentive. To use the average load factor as an indicator would strengthen the incentives purpose of evening out the load, since it measures how even the load is for all days during the year.
ii
Sammanfattning
Elnätssystemet genomgår stora förändringar i och med mer intermittent produktion och förändrade konsumtionsmönster, till exempel på grund av elektrifieringen av
fordonsflottan. Elnätsföretagen får därmed andra förutsättningar för att driva ett väl fungerande elnät.
Energimarknadsinspektionen bestämmer nätföretagens intäktsramar, vilka är nätföretagens intäkter, eftersom att nätföretagen har monopol inom sina respektive områden. Intäkterna påverkas bland annat av ett incitament för effektivt nätutnyttjande.
Detta incitament består av två delar, incitament att sänka nätförlusterna och att jämna ut belastningen på nätet. Nätförlusterna kan sänkas genom att använda nätkomponenter med lägre förluster och ha en jämnare belastning på nätet. Nätföretagen kan jämna ut belastningen genom att flytta elanvändningen från timmarna då konsumtionen är som högst till andra timmar på dygnet.
I denna rapport undersöks incitamentet för effektivt nätutnyttjande. För incitament att sänka nätförlusterna undersöks hur en gemensam norm för nätförlustincitamentet påverkar nätföretagen. För belastningsincitamentet undersöks nuvarande samt alternativa indikatorer och incitamentfunktioner. Idag används kostnaden för
överliggande nät som indikator för belastningsincitamentet. I rapporten undersöks hur indikatorn, kostnaden för överliggande nät, återspeglar ett effektivt utnyttjande av nätet.
Kostnaden för överliggande nät är tariffen som lokalnäten betalar till regionnäten för överföringen av el till lokalnätet från regionnätet. För belastningsincitamentet utförs en fallstudie för att se hur indikatorerna och incitamentfunktionerna påverkas av fyra framtida scenarier. Scenarierna bygger på ökad mängd solceller och elbilar i elnätet, smarta elnät samt effekttariff.
Den gemensamma normen bygger på objektiva förutsättningar för nätföretagen. Med en gemensam norm stärks incitamentet för nätföretagen i och med att det blir mer
långsiktigt då normen inte nollställs efter tillsynsperioden. En gemensam norm gör att varje åtgärd som nätföretagen gör för att minska nätförlusterna påverka incitamentet så länge konsekvenserna från åtgärden fortsatt minskar nätförlusterna. Nätföretag som under flera år har stora förluster utifrån de objektiva förutsättningarna får med den gemensamma normen ett större avdrag än med sin egen historik som norm. Dessa nätföretag har därmed ett större incitament att förbättra nätförlusterna än om de hade jämförts med sin egen historik eftersom att de då hade legat i närheten av tidigare årsutfall.
Att använda kostnaden för överliggande nät som indikator främjar inte ett effektivt utnyttjande av nätet eftersom att det är få företag som minskar maxeffekten samtidigt som de minskar kostnaden för överliggande nät. Medellastfaktorn är en alternativ indikator som skulle stärka incitamentets syfte att jämna ut belastningen på nätet.
iii
Förkortningar och begrepp
Energimarknadsinspektionen (Ei) – en myndighet som beslutar om nätföretagens
intäktsramar och som säkerställer att regelverket gällande elnätet följs samt tar fram nya förslag på ändringar i regelverket som är gynnsamma för marknaden.
Gränspunkt – överföringen av el mellan olika nät.
Intäktsram – bestäms av Energimarknadsinspektionen och reglerar hur mycket avgifter nätföretagen får ta ut av sina kunder under en fyraårsperiod.
Medellastfaktor – en indikator som beräknas genom att dividera maxeffekten med medeleffekten under ett dygn och sedan summera alla dygn under året och dela det med antal dagar under året.
Redovisningsenhet (REL) – ett nätområde som är geografiskt sammanhängande, men är i vissa fall uppdelat på olika geografiska områden.
Utnyttjningsgrad – en indikator som beräknas genom att summera utmatad energi under året och dela på sammanlagd maximal inmatad effekt till redovisningsenheten och dividera detta med antalet timmar på ett år.
Överliggande nät (ÖN) – i Sverige delas elnätet in i tre kategorier: stamnät, regionnät och lokalnät. Regionnäten transporterar el till lokalnäten och kallas för överliggande nät till lokalnäten.
iv
Innehållsförteckning
1. Inledning ... 1
1.1 Syfte och mål ... 2
1.2 Frågeställning ... 2
1.3 Avgränsningar ... 2
2. Sveriges elnät ... 3
2.1 Elnätet ... 3
2.2 Energimarknadsinspektionen ... 7
3. Elnätsreglering ... 8
3.1 Förhandsreglering ... 8
3.2 Intäktsramen ... 8
3.3 Kapitalkostnader ... 9
3.4 Löpande kostnader ... 10
4. Incitamentet för effektiv nätdrift ... 12
4.1 Indikator: Nätförluster ... 12
4.2 Indikator: Lastfaktor och Kostnad för ÖN ... 13
4.3 Elnätsföretagens åsikter om incitamentet för effektivt nätutnyttjande ... 14
4.4 Åtgärder som nätföretagen kan utföra för effektiv nätdrift ... 16
5. Nya förslag på effektivt nätutnyttjande ... 18
5.1 Gemensam nätförlustnorm ... 18
5.2 Viktad lastfaktor ... 19
6. Förändrad elanvändning och elproduktion ... 21
6.1 Solceller ... 21
6.2 Elbilar framtid ... 22
6.3 Smarta elnät ... 22
7. Metod ... 24
7.1 Data och databehandling ... 24
7.2 Nätförlustincitamentet - Gemensam norm ... 25
7.3 Belastningsincitamentet ... 26
7.4 Fallstudie ... 29
7.5 Jämförelse av de alternativa incitamentfunktionerna ... 32
8. Resultat: Nätförlustincitamentet - Gemensam norm ... 33
9. Resultat och analys: Belastningsincitament... 39
9.1 Befintligt incitament ... 39
9.2 Kostnaden för ÖN som parameter ... 42
9.3 Kombinera medellastfaktorn med nätförlustincitamentet ... 44
v
9.4 Ny indikator ... 45
9.5 Fallstudie ... 51
9.6 Jämförelse av incitamentfunktionerna ... 59
10. Diskussion ... Fel! Bokmärket är inte definierat. 10.1 Nätförlustincitamentet - Gemensam norm... 62
10.2 Belastningsincitamentet... 62
11. Slutsatser ... 65
Referenser ... 67
Appendix A – Förbehandling av data ... 74
Appendix B - beräknade och simulerade indikatorer för sex lokalnät ... 79
1
1. Inledning
Elnätet står inför stora förändringar och det är svårt att förutspå hur elnätet kommer se ut i framtiden. Traditionellt sett har Sverige haft stora elkraftsproducenter som levererat elen till konsumenterna via elnätet. I nuläget har det blivit allt vanligare med lokal elproduktion som innebär att elkonsumenterna producerar sin egen el och säljer överskottet till elleverantörerna. Ökad mängd intermittent kraft, teknikutveckling och elbilar gör att det behövs nya lösningar för att ha ett balanserat elnät. Förnybar el och ny teknik är nödvändig för att fasa ut fossila energikällor och det medför nya utmaningar för elnätet. Ett jämnt effektuttag över dygnen och året bidrar till hög leveranskvalitet, låga nätförluster och försörjningstrygghet. Lägre effekttoppar frigör kapacitet i nätet och skapar möjlighet för mer förnybar elproduktion som är variabel och oplanerbar. Frigjord kapacitet möjliggör mer överföring mellan områden som behövs om det blåser mycket och solen skiner.
Energimarknadsinspektionen (Ei) är den myndighet som beslutar om nätföretagens intäktsramar och som säkerställer att regelverket gällande elnätet följs samt tar fram nya förslag på ändringar i regelverket som är gynnsamma för marknaden [1]. I nuvarande elnätsreglering ska hänsyn tas till i vilken utsträckning elnätet utnyttjas effektivt. Om elnätsföretaget bedriver nätverksamheten på ett sätt som bidrar till ett effektivt utnyttjande av elnätet så ska det medföra ökad avkastning på investerat kapital. Ei har tagit fram ett incitament för att främja ett effektivt utnyttjande av elnätet som är uppdelat i två delar. Det ena syftar till att minska nätförlusterna och kallas för incitamentet för nätförluster. Det andra syftar till att jämna ut belastningen på nätet och kallas för belastningsincitamentet. [2]
Med incitamentet för nätförluster får nätföretagen ett avdrag eller tillägg på intäktsramen beroende på om de har ökat eller minskat andelen nätförluster. Nätföretagets utfall under tillsynsperioden jämförs med en normperiod som baseras på företagets egen historik.
Tillsyns- och normperioden är på fyra år, nuvarande tillsynsperiod är 2016–2019 och historiken tas från normperioden 2010–2013. För att värdera förbättringen eller försämringen av andelen nätförluster så används ett genomsnitt av elnätsföretagens kostnad för nätförluster. [2]
Belastningsincitamentet ger nätföretagen ett tillägg på intäktsramen om de minskar kostnaden för överliggande och angränsande nät (ÖN). Nätföretagets utfall under tillsynsperioden jämförs med en normperiod som baseras på företagets egen historik. En del av kostnaden för ÖN är max årseffektavgiften, nätföretagen får därmed tillgodogöra sig en viss del av kostnadsminskningen de bör erhålla med lägre effekttoppar. Skillnaden i kostnad för ÖN mellan normperioden och tillsynsperioden multipliceras med medellastfaktorn som är ett värde mellan 0 och 1. En hög medellastfaktor innebär att nätföretagen har en jämn belastning över dygnet i nätet och de får därmed ett större tillägg om de lyckats minska kostnaden mot ÖN. [2]
2
Enligt elnätsföretagen ger incitamentet idag för svaga drivkrafter för att det ska påverka deras investeringar. Inför nästa tillsynsperiod 2020–2023 bedriver Ei ett projekt för att utvärdera och förbättra incitamentet. I detta examenarbete utvärderas incitamentet, incitamentfunktioner och förslag på förbättringar tas fram.
1.1 Syfte och mål
Syftet är att undersöka det befintliga incitamentet för effektivt nätutnyttjande och utvärdera nya alternativ med avseende på indikatorer, normer och formler för incitamenten.
Målet är att presentera en analys av det nuvarande incitamentet och de nya alternativen samt vad de olika förslagen har för konsekvenser för företagen och hur de ger incitament att jämna ut belastningen på nätet.
1.2 Frågeställning
▪ Hur har indikatorn, kostnad för ÖN, varierat över åren och hur lämplig är den som indikator? Vad får det för påverkan att ha indikatorn som parameter i funktionen istället?
▪ Vilka alternativa indikatorer och formler för belastningsincitamentet finns det?
▪ Vad är skillnaden mellan de alternativa indikatorerna och formlerna för belastningsincitamentet? Vad styr de mot?
▪ Vilka nätföretag gynnas och vilka missgynnas av en ny norm i nätförlustincitamentet och varför?
1.3 Avgränsningar
Data för år 2010 till 2016 har använts från nätföretagens inrapporterade rapporter. Ett fåtal nätföretag rapporterade in medellastfaktorn både 2015 och 2016 vilket har begränsat resultatet. I fallstudien som genomfördes har incitamentalternativen enbart kunnat jämföras för fem redovisningsenheter. En redovisningsenhet är vanligtvis ett nätområde som är geografiskt sammanhängande, men är i vissa fall uppdelat på olika geografiska områden [13].
3
2. Sveriges elnät
I detta avsnitt beskrivs först elnätets struktur och dess funktion. Sedan beskrivs Energimarknadsinspektionens roll på elmarknaden.
2.1 Elnätet
Elnätet är en naturlig monopolverksamhet eftersom att det inte vore samhällsekonomiskt effektivt att bygga parallella elnät. Det medför att kunden inte har möjlighet att byta nätägare. En nätägare måste ha tillstånd, så kallad nätkoncession, för att bedriva ett elnät.
[3] I Sverige delas elnätet in i tre kategorier: stamnät, regionnät och lokalnät [4].
2.1.1 Stamnätet
Stamnätet består av 220 kV- och 400 kV-ledningar från norr till söder och transporterar el till regionnäten som i sin tur levererar el till lokalnäten [5]. Överföringsförlusterna minimeras på stamnätet genom att hålla en hög spänningsnivå [4]. Produktionen av el från stora elproduktionsanläggningar, till exempel stora vattenkraftverk och kärnkraftverk matas direkt till stamnätet. Myndigheten som ansvarar för stamnätet heter Svenska kraftnät, de har även systemansvaret för hela Sveriges elnät. Svenska kraftnät övervakar elsystemet för att upprätthålla den kortsiktiga balansen mellan produktion och konsumtion av el. El måste konsumeras i samma ögonblick som det förbrukas.
Elleverantörerna ansvarar för att leverera lika mycket el som deras kunder förbrukar varje timma, de kan själva ha balansansvaret eller överlåta det på ett annat företag.
Balansansvariga planerar produktionen utifrån en förbrukningsprognos och genom elhandel på en elbörs. Svenska kraftnät kontrollerar i efterhand balansansvaret och reglerar detta ekonomiskt. [6] Under kalla vinterdagar kan ibland prognosen för elförbrukning överstiga planerade elproduktionen, balansansvarigas resurser räcker då inte till. Svenska kraftnät handlar i förväg upp reserver för att täcka detta behov. Reserven kallas för effektreserven och ska finnas tillgänglig mellan 16 november och 15 mars.
Effektreserven består av avtal med elproducenter som har reservkraftanläggningar eller stora elförbrukare som minskar sin elförbrukning. [7]
2.1.2 Regionnäten
Regionnäten transporterar el till större elintensiva industrier och till lokalnäten.
Regionnäten kallas för överliggande nät till lokalnäten. Kopplat till regionnäten är även elproduktionsanläggningar till exempel kraftvärmeverk och vindkraftsparker [4].
Spänningen på regionnäten är vanligen mellan 40–130 kV [5]. Det finns 20 regionnätsföretag och sex av dessa har gränspunkter till andra nät [8]. Det är i gränspunkter som överföringen av el sker mellan nät.
4 2.1.3 Lokalnäten
Lokalnäten levererar elen till de slutgiltiga användarna, till exempel hushåll, mindre industrier, servicesektorn och jordbruk. Det har blivit vanligare med produktionsanläggningar som är anslutna till lokalnäten, speciellt på grund av utbyggnaden av vindkraftsparker. Lokalnäten har en spänningsnivå på 0,4–30 kV, men även högre spänning förekommer. Lokalnäten har tillsammans största ledningslängden och står för 90 % av totala ledningslängden i Sverige. [5] År 2016 fanns det 155 lokalnätsföretag i Sverige, med sammanlagt 161 redovisningsenheter. En redovisningsenhet är vanligtvis ett nätområde som är geografiskt sammanhängande, men är i vissa fall uppdelat på olika geografiska områden. Ett redovisningsområde består av så kallade nätkoncessioner. En ledning eller ett områdes spänning bestäms av nätkoncessionen. Lokalnätsföretagen levererade el till drygt 5,4 miljoner kunder som sammanlagt förbrukade 92 TWh år 2016. Varje kund har en så kallad anläggningspunkt där energi produceras och/eller konsumeras. Redovisningsenheterna rapporterar in uppgifter om bland annat energi, effekt och avbrott för alla anläggningspunkter i sina nät till Ei. [8]
2.1.4 Nätförluster
Under transmission och distribution av elektricitet sker nätförluster i alla komponenter i elnätet [9]. I figur 1 visas medelvärdet för nätförlusterna (procent av utmatad energi) på lokalnätet i Sverige för åren 2011 till 2016 baserat på data som företagen rapporterar in till Ei [10]. En nedåtgående trend kan ses i figur 1, och år 2016 var medelvärdet för förlusterna nere på 4 %. Majoriteten av lokalnätsföretagen redovisar nätförluster på mellan 3–5 % och det är bara ett fåtal som har över 10 % nätförluster.
Figur 1. Medelvärdet för nätförluster (procent av utmatad energi) på lokalnätet under åren 2010–2016 sammanställda från data som företagen rapporterar in till Ei [10].
0,0%
0,5%
1,0%
1,5%
2,0%
2,5%
3,0%
3,5%
4,0%
4,5%
5,0%
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Nätförlust (% av utmatad energi)
År
5
Nätförluster kan delas in i två huvudkategorier tekniska och icke-tekniska förluster. Icke- tekniska förluster kan vara:
▪ energi som används för att en nätanläggning ska ha en optimal funktion, till exempel värme i ett ställverk och kylning av en transformator
▪ energi som inte debiteras på grund av illegala kopplingar i nätet
▪ energiuttag i anslutningspunkter som felaktigt av historiska skäl saknar elmätare, till exempel gatubelysning och parkeringsautomater.
▪ feldebiterad energikonsumtion som till exempel vid mätfel, kan leda till antingen högre eller lägre förluster.
Tekniska förluster kan delas in i två underkategorier, tomgångsförluster och belastningsförluster. Tomgångsförluster uppstår på grund av att utrustning så som transmissionsledningar och transformatorer är spänningssatta. I denna kategori finns även corona förluster. Denna kategori av förluster är inte beroende av belastningen.
Tomgångsförluster i transformatorn orsakas av virvelströmmar i järnkärnan och hysteresis då det magnetiska fältet i järnkärnan förändras. Belastningsförlusterna är proportionella mot resistansen i ledningen och mot strömmen i kvadrat, se ekvation 1. De uppstår i alla ledande delar av elnätet så som elledningarna och transformatorlindningarna. Dessa förluster beror på belastningen och utgör största andelen av nätförlusterna vid stor belastning. Enligt Lazar och Baldwin står tomgångsförlusterna för 25 % och belastningsförluster för 75 % av förlusterna [11].
𝑃𝑓ö𝑟𝑙𝑢𝑠𝑡 = 3 ∗ 𝑅 ∗ 𝐼2 (1) Där R är ledningens resistans och I är linjeströmmen. [12] Aktiva effekten i en ledning ges av ekvation 2.
𝑃𝑙𝑒𝑑𝑛𝑖𝑛𝑔= 3 ∗ 𝑈 ∗ 𝐼 ∗ 𝑐𝑜𝑠𝜑 (2) Där U är fasspänningen, I är fasströmmen och cos φ är effektfaktorn. [12]
Ledningsförlusten fås av ekvation 1 och 2, se ekvation 3.
𝑃𝑓ö𝑟𝑙𝑢𝑠𝑡 = 𝑃𝑙𝑒𝑑𝑛𝑖𝑛𝑔2 ∗ 𝑅
3∗𝑈2𝑐𝑜𝑠2𝜑 (3) Från ekvation 3 kan ses att ledningsförlusterna beror på effekten i kvadrat, alltså belastningen på ledningen. Jämnare belastning leder därför till reducerade förluster då lasten förskjuts från höglasttimmar till låglasttimmar. [13] En liten minskning av topplasten under året kan reducera ledningsförlusterna med 20 % [13]. I ett examensarbete av Reinout Daels visades att 1 % utjämning av lasten resulterar i en reduktion av nätförluster med 1 % [14].
6 2.1.5 Elområden
Sveriges elnät är uppdelat i fyra elområden, se figur 2. I södra Sverige finns det ett underskott på el, medan det i norra Sverige är högre elproduktion än förbrukning [15].
Vid en så kallad tioårsvinter blir underskottet i elområde 3 och 4 för stort för att täckas av elområde 1 och 2 eftersom att överföringskapaciteten i elledningarna inte är tillräcklig [16].
Figur 2. Sveriges fyra elnätsområden. [15]
2.1.6 Nättariffer för lokalnäten
Sveriges elnät är som nämnts tidigare uppdelat i tre nivåer, överföringen av el mellan nivåerna och angränsande nät görs i gränspunkter. Elnätsföretagen betalar en avgift för varje gränspunkt de har mot överliggande nät, en så kallad nätavgift. Detta innebär att lokalnätsägare betalar en avgift till regionnätsägare, och regionnätsägare betalar en avgift till Svenska kraftnät (stamnätsägare). Ei fastställer en intäktsram för nätägarna och i denna får nätföretagen full kostnadstäckning för avgifterna de betalar till överliggande nät [17].
7
Kostnaden för ÖN för lokalnäten består av tre delar en fast avgift (tkr/år), en årseffektavgift (kr/kW, år) och en överföringsavgift (öre/kWh). Avgifterna varierar beroende på regionnätsföretag och vart i landet överföringen sker. Skillnaden i tariffer mellan områden beror på Svenska kraftnäts differentierade tariffer utifrån elområde [18].
Svenska kraftnät har negativa överföringsavgifter för elområde 1 och 2, regionnäten i dessa områden får alltså betala för energin de levererar, de har dock en positiv effektavgift [18]. Exempelvis har Vattenfall eldistribution AB samma fasta avgift för alla elområden, men överföringsavgift och årseffektavgift skiljer sig beroende på elområde [19]. De har billigare tariffer i elområde 1 och 2 (norra Sverige) än elomåde 3 (södra Sverige), i norra Sverige är det negativa överföringsavgifter för vissa spänningsnivåer [19].
2.2 Energimarknadsinspektionen
Energimarknadsinspektionen (Ei) är en tillsynsmyndighet vars uppdrag är att arbeta för väl fungerande energimarknader [20]. Ei:s huvuduppgift är att säkerställa att lagar och regler inom energimarknadsområdet följs av marknadens aktörer. Ei kontrollerar att elnätsföretagen uppfyller skyldigheterna de har enligt ellagen (1997:857) samt tillhörande förordningar och föreskrifter. Vidare har Ei i uppgift att lämna förslag på ändringar i regelverk och andra åtgärder som gynnar marknaden. [1]
I Ei:s reglering av elnätsföretagen ingår att bedöma skäligheten i avgifterna de tar ut från kunderna för överföring och anslutning av el. Ei fastställer i förväg en intäktsram som reglerar hur mycket avgifter nätföretagen får ta ut av sina kunder. Om elnätsföretaget har tagit ut för höga avgifter och därmed överskridit intäktsramen så får de en minskad intäktsram nästa period och tvärtom om de inte utnyttjat hela intäktsramen.
Elnätsföretagen kan dessutom få en straffavgift om intäktsramen överstigs med mer än 5
%. [21]
I Ei:s uppdrag ingår även att främja efterfrågeflexibilitet och verka för energieffektivitet och effektiv konkurrens på elmarknaden. [1]
8
3. Elnätsreglering
Elnätföretagen har ett naturligt monopol på överföringen av el i sitt elnätsområde. För att efterlikna en konkurrensutsatt marknad så regleras monopolet av myndigheten Ei som ger tillstånd att bygga och använda elnät utifrån ett regelverk. Regelverket är till för att skydda kunder från oskälig prissättning som kan ske när en marknad inte utsätts för konkurrens, samt främja att verksamheten drivs så effektivt som möjligt. [3]
3.1 Förhandsreglering
Förhandsreglering av elnätstarifferna infördes år 2012 [22], dessförinnan granskades tarifferna i efterhand [3]. I EU:s elmarknadsdirektiv fastställdes 2003 att ha gemensamma regler för bland annat tillsyn av överföringstarifferna i EU. Direktivets bestämmelser innebar att tarifferna godkänns eller fastställs i förväg, alternativt att metoden som nätföretaget använder för att fastställa tarifferna godkänns eller fastställs i förväg. För att uppfylla kraven i elmarknadsdirektivet beslutade riksdagen den 16 juni 2009 att nätföretagens intäkter skulle bestämmas i förväg [3]. Det är Ei som beslutar om vad elnätsföretagen får ta ut i avgift från sina kunder genom att fastställa deras intäktsram under nästkommande fyra årsperiod [21]. Enligt 5 kap 6 § i ellagen ska intäktsramen sättas så att nätföretagen får skälig ersättning för sina kostnader att bedriva nätverksamheten och rimlig avkastning på investerat kapital [23]. Enligt 5 kap 7 § och 8
§ i ellagen ska hänsyn även tas till kvaliteten i nätföretagets sätt att bedriva verksamheten och hur väl nätföretaget utnyttjar nätet utifrån objektiva förutsättningar [24,25].
3.2 Intäktsramen
Elnätsföretagen (inkl. stamnätsföretag) ger först ett förslag på en intäktsram för kommande tillsynsperiod [26], därefter granskar Ei förslaget och gör en egen beräkning.
Om Ei fastställt en intäktsram som är lägre än företagets förslag så ändras intäktsramen till det Ei fastställt. Om elnätsföretagets förslag är lägre än intäktsramen som Ei beräknat så får företaget den intäktsram som de föreslagit. Efter tillsynsperioden justeras nästa tillsynsperiod utifrån utfallet från föregående tillsynsperiod. Detta innebär att om nätföretaget utnyttjat mindre än sin intäktsram så får de ett tillägg på nästkommande period och om de överskridit intäktsramen får de ett avdrag på nästkommande period. Om elnätsföretaget har överskridit intäktsramen med mer än 5 % kan Ei utkräva en straffavgift [27]. I en intervjustudie av Copenhagen Economics om incitament för smarta elnät från 2017 uppgav samtliga elnätsföretag som deltog i studien att de inte utnyttjar hela intäktsramen [27]. Energiföretagens referensgrupp för utvecklingsprojektet för incitamentsregleringen som genomförs på Ei menade att det är stor risk att intäktsramen blir viktigare nästa tillsynsperiod, 2020–2023, eftersom att ekonomin kommer bli mer på marginalen för elnätsföretagen under nästa period då det har skett ändringar i intäktsramsregleringen.
9
Intäktsramen beräknas genom att summera kapitalkostnader och löpande kostnader som i sin tur summeras med en justering för kvalitet och effektivt nätutnyttjande med avseende på förra periodens resultat som kan vara positiv eller negativ. I figur 3 ges en övergripande bild över hur intäktsramen beräknas.
Figur 3. Komponenter i intäktsramsregleringen 2016–2019 (avbildad från ”Incitament för smarta elnät” [27]).
3.3 Kapitalkostnader
Kapitalkostnader innefattar värdeminskningen av kapitalbasen som görs genom avskrivning och avkastningen på investerat kapital. I kapitalbasen ingår tre anläggningskategorier [26]:
1) ledningar
2) stationer, transformatorer och kringutrustning
3) system för drift eller övervakning av en anläggningstillgång för överföring av el eller system för beräkning eller rapportering vid mätning av överförd el
Värderingen av anläggningstillgångarna görs enligt en normlista. Normlistan innehåller standardkostnader för vanliga komponenter i elnätet. Hänsyn tas även till anläggningens ålder, anläggningens livslängd anges antingen till 10 år eller 40 år. Till nästa tillsynsperiod 2020–2023 kommer det bli fler kategorier i normlistan och fler tider på anläggningens livslängd.
Som nämnts tidigare baseras intäktsramen förutom på löpande kostnader och kapitalkostnader även på kvalitén i nätet och hur effektivt nätet utnyttjas. Incitamenten
Påverkbara kostnader
Opåverkbara kostnader
Kapitalbas
Justering avseende förra periodens resultat
Intäktsram avseende 4 år Effektiviseringskrav
Avkastning Avskrivning
Kapitalkostnader (CAPEX) Löpande kostnader (OPEX)
10
för kvalité och effektiv nätdrift baseras på nätföretagets egna historik från tillsynsperioden och justering sker därför efter tillsynsperioden. Intäktsramen för nästa tillsynsperiod justeras med summan av dessa två incitament med högst fem procent tillägg eller avdrag på hela intäktsramen. Om ett elnätsföretag har en avkastning på kapitalbasen som understiger 5 % av intäktsramen så får avdraget inte vara större än avkastningen i intäktsramen [2].
3.4 Löpande kostnader
Löpande kostnader delas in i påverkbara och opåverkbara. Påverkbara kostnader:
▪ drift och underhåll
▪ nätadministration
▪ personalkostnader Opåverkbara kostnader:
▪ nätförluster
▪ abonnemang till överliggande och angränsande nät
▪ anslutning till överliggande och angränsande nät
▪ ersättning till innehavare av produktionsanläggning för inmatning av el
▪ myndighetsavgifter enligt förordningen (1995:1296) om vissa avgifter på elområdet.
Påverkbara kostnader har ett effektiviseringskrav på minst 1 % per år. Företagen kan även få ett individuellt effektiviseringskrav som är högre än 1 %. Effektiviseringskravet ställs för att företag med ineffektiv verksamhet inte ska kunna överföra extra kostnader på kunderna som beror på ineffektivitet.
Kostnaden till ÖN klassificeras som opåverkbar, men i nuvarande reglering har företagen ett incitament att sänka denna kostnad. En stor del av nätföretagets kostnad mot ÖN beror på hur hög abonnerad effekt de har och genom att minska effekttoppen kan företagen sänka kostnaden. Det finns också ett incitament för att sänka kostnaden för nätförluster genom att sänka nätförlusterna.
3.4.1 Kvalitetsreglering
Kvalitetsregleringen ger incitament att förbättra sin leveranssäkerhet genom att minska avbrotten i elnätet [28]. Kvaliteten i nätet bedöms med indikatorerna medelavbrottstid SAIDI (System Average Interruption Duration Index) och medelavbrottsfrekvens SAIFI (System Average Interruption Frequency Index). Kvalitetsregleringen omfattar avbrott som är mellan 3 minuter och 12 timmar. Nätföretagens kvalitet under tillsynsperioden jämförs med en normnivå. Inför tillsynsperioden 2016–2019 infördes en gemensam normnivå för nätföretagen. Normmetoden baseras på att nätföretagen grupperas utifrån objektiva förutsättningar. I regleringen är den objektiva förutsättningen kundtäthet.
11
Nätföretag med samma kundtäthet får samma normnivå. Om företagets utfall är sämre än den gemensamma normnivån får de ett avdrag. Är företagets egna historiska kvalitetsnivå bättre än normnivån används deras historiska genomsnitt som norm. [28]
12
4. Incitamentet för effektiv nätdrift
År 2010 beslutade Europeiska rådet och Europaparlamentet om målet att uppnå 20 procent primärenergibesparing år 2020 [29]. För att säkerställa målet beslutade EU år 2012 att införa ett nytt energieffektiviseringsdirektiv, vars syfte är att främja energieffektivisering genom att fastställa en gemensam ram i EU. År 2014 implementerades EU direktivet i Sverige, vilket bland annat medförde att ellagen fick ett tillägg i 5 kap. [2] Till följd av lagändringen har Ei tagit fram ett incitament i elnätsregleringen för att främja effektivt utnyttjande av elnätet som började gälla från och med tillsynsperioden 2016–2019. Incitamentet är uppdelat i två delar, där det ena syftar till att minska nätförlusterna och det andra till att jämna ut belastningen på nätet.
I detta avsnitt beskrivs först de två delincitamenten för effektiv nätdrift. Sedan sammanfattas tidigare studier om nätföretagens åsikter med avseende på incitamenten.
Avslutningsvis redogörs de åtgärder som nätföretagen kan införa för att utnyttja nätet mer effektivt.
4.1 Indikator: Nätförluster
Kostnaden för nätförluster är en opåverkbar kostnad i regleringen, vilket innebär att det ger full kostnadstäckning för nätföretagen. Genom att ha ett incitament för nätförluster kan nätföretag som minskar sina nätförluster göra en vinst samtidigt som kunderna får en sänkt kostnad. Utformningen av funktionen innebär att hälften går till nätföretagen och hälften till kunderna. Motivet bakom incitamentet är att en minskning av nätförluster reducerar behovet av extra energiproduktion och sänker kostnaderna för kunderna långsiktigt genom minskad kostnad för nätförluster. [2]
Nätförluster avser förlusterna som uppstår i överföringen av el. Ei definierar nätförluster som skillnaden mellan hur mycket el som matas in och hur mycket som tas från nätet.
Indikatorn som används i incitamentet är den procentuella andelen nätförluster i förhållande till den totala mängden uttagen energi. Genom att normera nätförlusterna kan till exempel olika kalla år jämföras. [2]
Nätföretaget får ett tillägg eller avdrag på intäktsramen beroende på om de har minskat eller ökat andelen nätförluster. Med nuvarande metod jämförs nätföretagens utfall under tillsynsperioden med en normperiod som baseras på företagets egen historik. Tillsyns- och normperioden är på fyra år, nuvarande tillsynsperiod är 2016–2019 och historiken tas från normperioden 2010–2013. För att värdera förbättringen eller försämringen av andelen nätförluster så användes ett genomsnitt av elnätsföretagens kostnad för nätförluster. Medelpriset för nätförluster används. Det ekonomiska incitamentet beräknas enligt ekvation 4, [2]
𝐾𝑛 = 0,5 ∗ (𝑁𝑓𝑛𝑜𝑟𝑚− 𝑁𝑓𝑢𝑡𝑓𝑎𝑙𝑙) ∗ 𝐸𝑢𝑡𝑓𝑎𝑙𝑙∗ 𝐾𝑒𝑙 (4) där
13
Kn = Ekonomiska incitamentet avseende nätförluster under tillsynsperioden. (tkr) Nfnorm = Historiska andelen nätförluster under normperioden. (%)
Nfutfall = Andelen nätförluster under tillsynsperioden. (%) Eutfall = Uttagen energi under tillsynsperioden. (MWh)
Kel = Medelvärdet av alla nätföretags kostnader för nätförluster delat på uttagen energi under tillsynsperioden. (tkr/MWh)
Faktorn 0,5 i ekvationen gör att företagen får ta del av hälften av förbättringen och hälften tillfaller kunderna genom sänkt intäktsram. Om företaget istället ökar andelen nätförluster får nätföretagen en lägre intäktsram motsvarande 50 % av höjningen och hälften förs över på kostnaderna för kunderna. Incitamentet är i och med detta något begränsat eftersom att användare och företag delar på nyttor och kostnader. [2]
Normperioden börjar sex år innan tillsynsperioden och ett nätföretag som förbättrar andelen nätförlusterna under tillsynsperioden får oavsett när investeringen görs under dessa sex år en höjd intäktsram i sex år. För att sänka nätförlusterna krävs ofta en stor investering och med dagens normmetod får nätföretagen bara en höjd intäktsram i sex år.
Detta eftersom att de sänkta nätförlusterna enbart är en förbättring till och med nästa tillsynsperiod, då den tidigare tillsynsperioden blir normperiod. Ett företag får i intäktsramen täckning för en investering utifrån en normlista för alla komponenter. Om företaget har gjort en större investering än priset på komponenten i normlistan så får de inte täckning för hela kostnaden. På samma sätt får de en högre intäktsram om investeringen är lägre än kostnaden angiven i normprislistan. Det kan därför vara mer lönsamt att investera i en billigare komponent istället för en dyrare med lägre förluster.
[2]
4.2 Indikator: Lastfaktor och Kostnad för ÖN
Kostnaden för ÖN är en opåverkbar kostnad vid fastställandet av intäktsramen, vilket innebär att kostnaden läggs direkt på kunderna. Genom att ha ett incitament för jämn belastning kan nätföretagen ändå göra ekonomiska besparingar genom att minska effekttariffen till regionnäten.
Incitamentet för jämn belastning baseras på en historisk norm för kostnaden för ÖN på samma sätt som incitamentet för nätförluster, alltså nätföretagens tillsynsperiod på fyra år jämförs mot normperioden på fyra år. Incitamentet kan enbart ge ett tillägg på intäktsramen och fås om nätföretaget minskat kostnaden för ÖN. Skillnaden i kostnad för ÖN mellan normperioden och tillsynsperioden multipliceras med medellastfaktorn som är ett värde mellan 0 och 1. En hög medellastfaktor innebär att nätföretagen har en jämn belastning över dygnet i nätet och de får därmed ett större tillägg i det fall de lyckats minska kostnaderna mot ÖN. [2] Dagens incitament för belastning beräknas enligt ekvation 5.
14
𝐾𝑙= {0 𝑜𝑚 𝐾Ö𝑁𝑛𝑜𝑟𝑚 ≤ 𝐾Ö𝑁𝑢𝑡𝑓𝑎𝑙𝑙
𝐿𝑓 ∗ (𝐾Ö𝑁𝑛𝑜𝑟𝑚− 𝐾Ö𝑁𝑢𝑡𝑓𝑎𝑙𝑙) ∗ 𝐸 𝑜𝑚 𝐾Ö𝑁𝑛𝑜𝑟𝑚> 𝐾Ö𝑁𝑢𝑡𝑓𝑎𝑙𝑙 (5) där
Lf = ∑Lfdygn/Dt = summan av dygnslastfaktorerna under tillsynsperioden dividerat med antalet dygn under tillsynsperioden.
Lfdygn = Pmedel/Pmax
Pmedel = Elnätets medeleffekt under ett dygn. Beräknas genom att summera alla gränspunkters effektuttag för en redovisningsenhet under ett dygn och dividera detta med antalet timmar (MW).
Pmax = Elnätets maxeffekt under ett dygn. Beräknas genom att summera alla gränspunkters effektuttag för en redovisningsenhet under varje timme och välja ut den timma som har högst effektuttag under dygnet (MW).
𝐾Ö𝑁𝑁𝑜𝑟𝑚= Historiska normkostnaden för ÖN (tkr/MWh). Beräknas genom att summera sammanlagda kostnaden för överliggande och angränsande nät och kostnaden för ersättning vid inmatning av el under normperioden (tkr) och dividera detta med sammanlagda uttagna energin under normperioden (MWh). Normperioden är fyra år och är innan tillsynsperioden.
𝐾Ö𝑁𝑈𝑡𝑓𝑎𝑙𝑙 = Utfallskostnaden för ÖN (tkr/MWh). Beräknas genom att summera sammanlagda kostnaden för överliggande och angränsande nät och kostnaden för ersättning vid inmatning av el under tillsynsperioden (tkr) och dividera detta med sammanlagda uttagna energin under tillsynsperioden (MWh). Tillsynsperioden är fyra år.
E = Uttagen energi under tillsynsperioden (MWh).
Kl = Tillsynsperiodens ekonomiska incitament avseende belastning (tkr).
Incitamentet för jämn belastning ger även minskade förluster eftersom att de termiska nätförlusterna är proportionella mot strömmen i kvadrat [27].
4.3 Elnätsföretagens åsikter om incitamentet för effektivt nätutnyttjande
De senaste åren har ett flertal intervju/enkätstudier utförts om elnätsföretagens åsikter angående incitamentet för effektivt nätutnyttjande. I detta avsnitt sammanfattas åsikterna från elnätsföretagen som kommit fram i dessa studier. Information har hämtats från tre rapporter:
▪ ”Förhandsregleringen 2016–2019 och förväntad påverkan på nätföretagens investeringar” av Anneli Nyqvist år 2015 (examensarbete, KTH) [30]
▪ ”Nya förutsättningar för elnätsföretagen - Förhandsregleringen 2016–2019 och dess påverkan på nätföretagens verksamhet” av Ida Eriksson och Lisa Pettersson år 2016 (examensarbete, UU) [31]
▪ ”Incitament för smarta elnät” av Copenhagen Economis år 2017. [27]
15
4.3.1 Incitamentet för effektivt nätutnyttjande: nätförluster
I Nyqvists enkätstudie svarade 71 % av nätföretagen att det nya incitamentet hade liten eller ingen påverkan på deras investeringar gällande att minska kostnader för nätförluster.
Företagen uttalade att de alltid tittar på investeringar som kan minska nätförlusterna då det minskar kostnaden för kunderna, men att incitamentet inte kommer påverka agerandet ytterligare. En del av nätföretagen menade att de hade svårt att påverka nätförlusterna och att variationen i förluster mellan åren berodde på vädret. Ett nätföretag ansåg att incitamentet är för svagt för att påverka investeringarna.
Liknande resultat finns i Eriksson och Petterssons enkätundersökning. 76 % av de 84 nätföretag som svarade på enkäten svarade att incitamentet för nätförluster hade liten eller ingen påverkan på verksamheten och 88 % upplevde att de hade liten eller ingen möjlighet att påverka sina kostnader för nätförluster. Stora nätföretag ansåg att incitamentet i sig är bra, men att det har mycket liten påverkan på verksamheten.
I Copenhagen Economics rapport om smarta elnät framkom att elnätsföretagen anser att problemet med incitamentet för nätförluster är att det ger små incitament att välja smarta lösningar. Detta beror på att största minskningen av nätförluster fås genom att byta kablar, transformatorer och andra traditionella investeringar, samt att företagen endast får behålla vinsterna från förbättrad indikator i sex år, då referensvärdet nollställs varje tillsynsperiod eftersom att företagen jämförs med sin egna prestation. Enligt elnätsföretagens svar skulle det vara rättvisare om förbättringen hade påverkan under hela investeringens livslängd.
4.3.2 Incitamentet för effektivt nätutnyttjande: belastning
I Nyqvists enkätstudie svarade 86 % av nätföretagen att det nya incitamentet hade liten eller ingen påverkan på deras investeringar gällande att minska kostnader för ÖN. En del av företagen svarade att det vart svårt att påverka effekttopparna och jämna ut effektuttaget. Ett företag uttryckte att belastningen beror på kunderna och att det inte ligger i deras primära verksamhetsområde att styra kunderna. Andra företag har börjat införa effekttariffer som därmed ger incitament till effektivt kapacitetsutnyttjande. Under tillsynsperioden 2016–2019 kommer incitamentet inte utnyttjas i någon märkbar utsträckning enligt företagen.
Liknande resultat finns i Eriksson och Petterssons enkätundersökning. Nästan alla nätföretag i studien, 94 %, svarade att incitamentet för belastning hade liten eller ingen påverkan på verksamheten och upplevde att de hade liten eller ingen möjlighet att påverka sina kostnader för ÖN. Ett av nätföretagen svarade att i vissa regioner så ökar antalet invånare och därmed effektbehovet, vilket gör att arbetet är mer inriktat på att optimera driften än att minska effekten.
Enligt Copenhagen Economics studie gör många nätföretag investeringar i smarta elnätslösningar, men de utgör en väldigt liten del av totala investeringarna. Företagen uttrycker att drivkraften bakom investeringar i smarta elnät inte är incitamenten och att
16
regleringen som helhet utgör ett hinder för att genomföra smarta elnäts investeringar [27].
Enligt nätföretagen ger incitamentregleringen för svag styrning i förhållande till andra delar av regleringen för att påverka investeringarna. Något att tillägga är att nätföretagen inte använder hela intäktsramen under tillsynsperioden 2016–2019, vilket kan vara en av förklaringarna till varför incitamentet inte har särskilt stark påverkan på investeringsbesluten. Nätföretagen uttrycker även att indikatorerna är för svåra att påverka och i mindre företag är kännedomen om incitamentsregleringens påverkan på deras intäktsram för liten. Från studien framkom även att indikatorerna i teorin ger korrekta signaler för att jämna ut belastningen, men att faktorer som företagen inte kan påverka får för stort genomslag på indikatorn. Ett exempel är att en prisförändring av nättariffen från överliggande eller angränsande nät har större påverkan än en förbättring av lastfaktorn. En prisförändring kan också leda till att kostnaden ökar trots en minskning av maxeffekten. Regionätsföretagen tar ut kostnader från lokalnäten baserat på den intäktsram som Ei fastställer. Om flera nätföretag sänker maxeffekten och därmed effekttariffen så kan nätbolagen höja tarifferna för att täcka de skäliga kostnaderna de har för att bedriva verksamheten. Lastfaktorn påverkas av vädret vilket minskar incitamentet att arbeta med indikatorn enligt Copenhagen Economics studie. Milt väder kan ge bättre lastfaktor och det kan därför anses orättvist att jämföras med sin egen historik. (Ett förtydligande är att nätföretagen bedöms över en fyraårsperiod och det är väldigt ovanligt att ha fyra riktigt kalla år i rad som jämförs med fyra milda.) De menar även att det skulle ge starkare signal att minska effekttopparna under de kallaste månaderna på året. Detta eftersom att elen är värd mer då och utgör en starkare kostnadsdrivare för företagen. En sådan indikator skulle ge tydligare incitament att investera i effektivare elnätslösningar menar Copenhagen Economics.
4.4 Åtgärder som nätföretagen kan utföra för effektiv nätdrift
4.4.1 Incitamentet för effektivt nätutnyttjande: nätförluster
Elnätsföretagen kan minska de tekniska nätförlusterna genom att vid investering eller reinvestering välja en transformator eller ledning med lägre förluster och lämplig spänningsnivå. Effektivt utnyttjande av nätet reducerar förlusterna. Effektivare nätdrift kan uppnås genom smarta elnätslösningar. Jämn belastning på nätet reducerar förlusterna, nätföretagen kan införa nya tariffer för kunderna som ger incitament att jämna ut lasten.
[2]
4.4.2 Incitamentet för effektivt nätutnyttjande: belastning
Elnätsföretagen kan påverka kundernas konsumtionsmönster genom att införa tidstariffer eller effekttariffer samt genom kommunikation och utbildning, de kan även påverka kommuner och kravställare att bygga effekteffektivt [32], till exempel genom att påverka var i nätet produktionen ansluts. Det finns elnätsföretag som i olika utsträckning redan infört effekttariffer för kunderna. Nätföretaget som var först ut med en effekttariff var Sollentuna Energi AB som införde ett nytt tariffsystem 2001. Utvärdering av systemet
17
visade att det var lönsamt samt vikten av att ha kundanpassad information för att möjliggöra förändrat beteende. Systemet reducerade effektbehovet med ungefär 5 %. [32]
18
5. Nya förslag på effektivt nätutnyttjande
I detta avsnitt beskrivs två förslag på förbättring av incitamentet för effektivt nätutnyttjande som tidigare examensarbetare har tagit fram.
5.1 Gemensam nätförlustnorm
Dagens norm för nätförluster baseras på nätföretagens egna historik. I ett tidigare examensarbete på Ei tog Matilda Hildingsson [33] fram en gemensam normfunktion utifrån objektiva förutsättningar för nätförluster, se ekvation 6. Kriterierna för parametrarna till normfunktionen var att det skulle vara svårt för nätföretagen att påverka parametrarna samt att de har hög korrelation med nätförluster. Parametrarna skulle även ha ett orsakssamband, till exempel korrelerar låga förluster med hög andel jordkabel men det är inte ett orsakssamband eftersom att hög kundtäthet är grundorsaken till båda.
Studien resulterade i en normfunktionen som tar hänsyn till att nätförlusterna påverkas av kundtätheten och andelen energi som matas ut till högspänningskunder, se figur 4,
𝑌 = 𝑎 + 𝑏
𝑐+𝑇+ 𝑑 ∗ 𝐻𝑉 (6) där
T = kundtäthet (antal kunder/km ledning)
HV = andelen energi som matas till högspänningskunder.
a-d = funktionsparametrarna som bestäms med minstakvadratmetoden, med startgissning noll.
19
Figur 4. Hildingssons framtagna normnivåkurva (röd) baserad på kundtäthet och andelen energi som matas till högspänningskunder. Funktionsparametrarna beräknade
inom ett 95 % -igt intervall med minstakvadratmetoden baserat på medelvärde för 2012–2014 och parametrarna T och HV baserat på data för 2015. Blåa prickarna är
nätförluster för år 2015. Figuren är framtagen med Hildingsons Matlabkod [33].
5.2 Viktad lastfaktor
I incitamentet för effektivt utnyttjande av nätet används ett aritmetiskt medelvärde av dygnslastfaktorn som indikator för att bedöma hur jämnt belastat nätet är.
Medellastfaktorn beräknas genom att dividera maxeffekten med medeleffekten under ett dygn och sedan summera alla dygn under året och dela det med antal dagar under året.
Gustav Wigenborg [34] utredde ett alternativt beräkningssätt av lastfaktorn och andra indikatorer i ett examensarbete på Ei under våren 2016. Huvudförslaget i rapporten är att använda lastfaktorn med ett viktat medelvärde då detta bättre speglar den samhällsekonomiska nyttan. Dagarna viktas utefter hur stor andel uttagen energi som sker under ett dygn i förhållande till totala mängden uttagen energi, se ekvation 7,
𝐿𝑓𝑢𝑡𝑓𝑎𝑙𝑙 = ∑ 𝐸𝑑𝑦𝑔𝑛
𝑥
∑𝐷𝑑𝑦𝑔𝑛=1𝐸𝑑𝑦𝑔𝑛𝑥 ∗ 𝐿𝑓𝑑𝑦𝑔𝑛
𝐷𝑑𝑦𝑔𝑛=1 (7)
där
Edygn = Uttagen energi för ett specifikt dygn under året (MWh).
D = antalet dagar under aktuellt år (oftast 365)
20
x = viktningen. x = 0 ger samma metod som dagens, dvs. medelvärdet av alla dygnslastfaktorer. Större x ger större vikt åt dagar med högre last
Lfdygn = Pmedel/Pmax
Pmedel = Elnätets medeleffekt under ett dygn. Beräknas genom att summera alla gränspunkters effektuttag för en redovisningsenhet under ett dygn och dividera detta med antalet timmar (MW).
Pmax = Elnätets maxeffekt under ett dygn. Beräknas genom att summera alla gränspunkters effektuttag för en redovisningsenhet under varje timme och välja ut den timma som har högst effektuttag under dygnet (MW).
I arbetet utvärderades ett beräkningssätt där dygnslastfaktorerna värderades linjärt, vilket innebär att det under en dag med dubbelt så hög uttagen energi är dubbelt så viktigt att jämna ut lasten. Viktningen ger starkare styrsignaler att jämna ut lasten under högbelastade dagar, då dessa ger större påverkan på indikatorns värde.
Wigenborg jämförde tre olika scenarier med ett grundscenario för att utvärdera dagens beräkningsmetod och det viktade medelvärdet. Demand response är det första scenariot där värmelasten, det vill säga lasten för uppvärmning av vatten och boyta, för hushåll flyttades från klockan 10–11 till klockan 15–16. I det andra scenariot antas solceller täcka 1/14 av det totala årliga energibehovet. I det tredje scenariot antas 50 % av hushållen ha elbilar och laddningen sker genom hemmaladdning. Ett testnät med 11 080 kunder användes för att ta fram de fyra scenarierna. Utfallet för indikatorerna visas i tabell 1.
Tabell 1. Beräknat resultat för lastfaktorn med viktat medelvärde och aritmetiskt medelvärde under ett grundscenario, scenario 1 – Demand response, scenario 2 – Solceller och scenario 3 – Elbilar. Data hämtat från Wigenborgs examensarbete [34].
Indikator Grundscenario Scenario 1:
Demand response
Scenario 2:
Solceller
Scenario 3:
Elbilar Lastfaktor (viktat
medelvärde 0,7398 0,7401 0,7520 0,7524
Lastfaktor (aritmetiskt
medelvärde) 0,7457 0,7459 0,7474 0,7543
21
6. Förändrad elanvändning och elproduktion
Det går inte att förutspå hur elanvändningen kommer se ut i framtiden. Faktorer som påverkar elanvändningen är till exempel flexibilitet både på användar- och produktionssidan, urbanisering, ökat antal prosumenter och energilager. Prosumenter är elproducenter och elkonsumenter, till exempel ett hushåll med solceller. Även en förändring av industrin och elektrifiering av transportsektorn påverkar elsystemet.
Enligt en rapport av IVA [4] om framtidens elnät är potentialen för användarflexibilitet 2 GW för privatsektorn och 2 GW för industrin. Kapacitetsförstärkningar i elnätet kan undvikas eller skjutas fram med ökad flexibilitet, då det minskar kapacitetsbehovet.
Lokala energilager har större potential att påverka effektuttaget än användarflexibilitet enligt IVA-rapporten. Statistiska centralbyråns (SCB) befolkningsprognoser visar att den nuvarande utvecklingen där befolkningstillväxten sker framförallt i de tre största städerna i Sverige kommer att fortsätta till 2050. Urbaniseringen sätter högre tryck på elnätet i och omkring städer, medan avbefolkningen gör att glesbygdsnätet får färre och färre kunder, vilket ökar kostnaderna för de som är kvar. Förändrat antal och typer av industrier kan medföra en annorlunda geografisk spridning av industrierna vilket ger stora förändringar för elnätet. Elektrifiering av transportsektorn ger troligen högre effekttoppar om det inte finns styrning och incitament för att sprida ut lasten.
Förändrad användning av elnätet och en ökad konsumtion sätter antagligen krav på elnätets dimensionering. Efterfrågeflexibilitet genom smarta elnät och effekttariffer frigör kapaciteten i nätet och gör att investeringar kan undvikas eller skjutas fram.
6.1 Solceller
Solkraft utgjorde 0,09 % av sammanlagda elproduktionen i Sverige år 2016. Totala elproduktionen uppgick till 152,5 TWh år 2016, vilket innebär att solkraftsproduktionen uppgick till 0,14 TWh [35]. Solkraft står alltså för en väldigt liten del av Sveriges elproduktion, men marknaden växer snabbt. Installationen av solceller ökade med 63 % mellan 2015 och 2016 [36]. Intresset för att investera i solceller är stort och det är troligt att mängden solel kommer öka i Sverige. Till vilken grad beror på förutsättningar som t.ex. subventioner och regelverk samt hur elnätet hanterar en stor mängd solceller. [37]
Joakim Widén på Uppsala Universitet [39] gjorde ett projekt i samarbete med bland annat Herrljunga Elektriska AB om hur ett landsbyggdsnät som ägs av Herrljunga Elektriska AB påverkas av solelproduktion. I projektet studerades hur landsbyggdsnätet hanterade olika mängd solelproduktion under en sommarvecka. Med en solelproduktion som motsvarade 10 % av energin i nätet drabbades enstaka kunder av överspänningar i känsliga delar av elnätet. Vid en ökning till 22 % fick 1 % av kunderna överspänningar.
[38] I energiöverenskommelsen som slöts 2016 mellan fem riksdagspartier antogs ett mål om 100 % förnybar elproduktion 2040. Energimyndigheten har med bakgrund av detta tagit fram ett förslag på strategi för att nå detta mål, där de föreslår att mängden solel kan öka till mellan 5 och 10 % av totala elanvändningen. [39]
22
6.2 Elbilar framtid
Antal elbilar har ökat kraftigt de senaste åren. I slutet av 2012 fanns det 1 236 elbilar och idag finns det ungefär 52 000 elbilar i Sverige, antalet avser personbilar och inkluderar hybridbilar [40]. Elbilar utgör dock bara 1 % av totala antalet bilar, då det idag finns nästan 5 miljoner personbilar i trafik [41]. EU parlamentet har identifierat växthusgasutsläpp från transportsektorn som ett av de största hindren för hållbar utveckling i ett av deras direktiv [42]. I Sverige har regeringen satt som mål att ha en fossiloberoende fordonsflotta år 2030 [42] och för att nå det målet behöver samtliga fordon drivas med biodrivmedel, el eller något annat icke fossilt bränsle. I ett visionsprojekt för Svensk energi och Elforsk [43] diskuteras potentiella utvecklingen av transportsektorn för att nå en fossiloberoende fordonsflotta år 2030. I projektet utreds två olika scenarier som reducerar energianvändningen i transportsektorn och ökar andelen förnyelsebara drivmedel för att nå målet. För att nå visionen behöver 40 % av personbilarna drivas med el vilket innebär en elanvändning på 7 TWh per år. [43] Detta är en kraftig ökning då transportsektorns elanvändning var 3,15 GWh år 2016 [44].
Enligt en studie gjord av National Renewable Energy Laboratory [45] sker ungefär 88 % av elbilsladdningen i hemmet. Lastprofilen har två toppar, en på kvällen vid kl. 18:00 som till största del utgörs av laddning i hemmet. Den andra toppen som är 80 % mindre sker på morgonen vid kl. 8:00 och utgörs till största del av laddning på jobbet. [45] I Sverige sker flest resor från arbetet under timmen 16:00-17:00 med en medelrestid på 32 minuter [42].
Laddning av en elbil kan ske med olika effekt beroende på anslutning. Till exempel enfasladdning med effekten 2,3 kW (230 V, 10 A) och trefasladdning med 22 kW (230*3 V, 32 A) [46]. I hemmet är det vanligast med enfasladdning med en laddeffekt på 3,7 kW (230 V, 16A) [47]. I en studie av Pia Grahn m.fl. [46] visades att om laddningen sker i hemmet så kommer laddningen främst vara koncentrerad till eftermiddagen och kvällen med högst energiförbrukning mellan kl. 18 och kl. 20:00. Laddningen av elbilen är en stor del av totala förbrukningen av hushållsel och sammanfaller under samma tidsintervall enligt Grahn et al. Detta innebär att det finns potential att flytta lasten från laddningen till låglasttimmar. Genom att implementera smarta laddlösningar som att ge elbilsanvändaren incitament att ladda när elpriset är lågt så kan lasten jämnas ut. [46]
Elbilar förbrukar ungefär 2kWh/mil [46]. En personbil körde i genomsnitt 1 211 mil år 2017 [48], vilket motsvarar 3,3 mil per dag. Elförbrukningen för genomsnittsbilen per dag blir alltså 6,6 kWh. Om laddningen sker i hemmet med en effekt på 3,7 kW så tar det ungefär 2 timmar att ladda bilen.
6.3 Smarta elnät
Dagens elnät är utformat utifrån att kundens behov styr elproduktionen, det ska alltså alltid finnas kapacitet för att tillgodose efterfrågan på el [32]. Ett synsätt som blir allt vanligare i och med ökningen av intermittent kraft är att istället styra kundernas
23
konsumtion efter tillgänglig produktion [49]. Elpriset varierar beroende på årstid och tidpunkt på dagen på grund av efterfrågan. Smarta elnätslösningar gör att kunden kan styra sin last utifrån elpriset [32].
Begreppet smarta elnät kan definieras på olika sätt. Smarta elnät innefattar generellt flera aspekter av elnätet som produktion, ny teknik och digitalisering samt nya tjänster och marknadslösningar [50]. I Ei:s rapport Anpassning av elnäten till ett uthålligt energisystem – Smarta mätare och intelligenta nät definieras smarta elnät som
”Intelligenta nät, eller smarta elnät, är samlingen av ny teknologi, funktioner och regelverk på elmarknaden, m.m. som på ett kostnadseffektivt sätt underlättar introduktionen och utnyttjandet av förnybar elproduktion, leder till minskad energiförbrukning, bidrar till effektreduktion vid effekttoppar samt skapar förutsättningar för aktivare elkunder” [51].
Ett smart elnät är således fördelaktigt för kunden, elnätsföretagen och samhället. För kunden leder det till lägre kostnader samt bättre tillförlitlighet och information om t.ex.
elprisvariationer och elavbrott. Nätföretagen kan bland annat lättare identifiera bortkopplade kunder, ha lägre kostnader till ÖN, lägre nätförluster och behöver inte göra lika omfattande investeringar. Laststyrning kan minska antalet avbrott och avbrottstiden vilket innebär en minskad kostnad för nätföretagen dels på grund av incitamentet för kvalité och dels minskat antal samtal till kundservice, då många ringer om just avbrott.
Samhällsnyttan ligger i att ett förändrat produktions och konsumtionsmönster gör att resurserna utnyttjas mer effektivt, lägre topplast minskar behovet av reservkraft. [32]
I Uppsala har ett projekt [52] utförts som styr villakunders värmepumpar för att sänka effekttopparna. Projektet heter KlokEl och har genomförts av Sustainable Innovation, Ngenic, Enertech och Upplands Energi, och har delfinansierats av Energimyndigheten.
Genom att styra lasten på 500 värmepumpar i ett 60 MW elnät kan 1 MW flexibilitet levereras i elnätet, utan att användaren känner någon minskad inomhuskomfort [53, 54].
Enligt Sustainable Innovations beräkningar kommer styrningen kunna medföra en energieffektivisering på 10 %. [52] I ett examensarbete intervjuades Styrelseordförande Berg på Ngenic om projektet [54]. Enligt Berg kan energiförbrukningen styras upp till cirka 2,5 timmar om dagen och effekten kan sänkas med 2 kW i snitt per hushåll och timme. Lasten som har reducerats under dessa timmar fördelas sedan relativt jämnt under övriga timmar på dygnet enligt intervjusvar från Berg.
