Utveckling och tillämpning av modeller förkvantifiering av de ekonomiska konsekvensernaav ökad förbrukningsflexibilitet inom eldistribution

Examensarbete 30 hp Februari 2015

Utveckling och tillämpning av modeller för

kvantifiering av de ekonomiska konsekvenserna av ökad förbrukningsflexibilitet inom eldistribution

Elin Grahn

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

Abstract

Development and application of models for quantifying the economical consequences of increased demand response in electrical power distribution

Elin Grahn

One step towards a more sustainable energy system is to create a more flexible electrical grid, where increased demand response among electricity consumers can play an important role. A distribution grid owner can encourage their customers to use electricity more evenly distributed during the day by introducing different types of grid fees such as time-differentiated power tariffs. In this master thesis, the theoretical economic impact of a flattened load profile for a distribution grid owner is

investigated. Different factors that impact the distribution grid owner’s economy are identified and two are chosen to be quantified; losses in the grid and the fee to the feeding grid. The possibility to save money by avoiding future investments is discussed but not quantified. Models are developed for modifying an existing load profile, calculating the losses associated with a certain grid and load profile, and calculating the value of a lowered subscribed power to the feeding grid. The models are applied on the distribution grid owner Sala-Heby Energi Elnät AB. The results show that with a load profile that is flattened out 100% every day, which is the theoretical best possible scenario, the losses can be reduced with 2.6% which corresponds to a value of 81 000 SEK. By lowering the subscribed power to the feeding grid as much as the highest peak of the year is reduced in the modified load curve, the cost to the feeding grid would be reduced 1.2 million SEK, or 10% of the fee to the feeding grid. In the 20%

curve modification case, which would be more realistic to achieve in reality, the losses decreased by 0.9% which corresponds to a value of 29 000 SEK. Furthermore, the fee to feeding grid would be reduced with 0.34 million SEK which corresponds to 2.8% of the total fee. In summary, the theoretical economic saving potential is around 10 times higher for the fee to feeding grid than for grid losses.

Ämnesgranskare: Cajsa Bartusch Handledare: Joakim Widén

Populärvetenskaplig sammanfattning

Många är överens om att smarta elnät är en viktig komponent för att uppnå ett hållbarare energisystem, som förväntas underlätta övergången till ett energisystem bestående av en större andel förnybara energikällor som t.ex. sol- och vindenergi. En viktig del i att skapa ett smartare elnät är att öka förbrukningsexibiliteten hos slutanvändarna av el, vilket innebär att elförbrukningen i större utsträckning kan anpassas till tillgänglig produktions- och överföringskapacitet. Genom att omfördela sin energianvändning och använda el mer jämnt fördelat över dygnet kan positiva eekter uppnås, bl.a. minskade nätförluster och eektivare utnyttjande av elnätet. En distributionsnätsägare kan bidra till detta exempelvis genom att utforma kundens nätavgift på ett sätt som ger incitament till kunden att jämna ut sin förbrukning. Ett sätt att göra det är att använda tidsdierentierade eekttarier, vilket innebär att nätavgiften baseras på kundens högsta eektuttag under de timmar då belastningen i nätet är hög.

I detta arbete undersöks vilken teoretisk ekonomisk besparing en distributionsnätsä- gare skulle kunna uppnå genom att ha en jämnare förbrukningsprol i sina nät. Olika faktorer som påverkar elnätsägarens ekonomi har identierats och två av dem har valts att kvantieras; kostnader för förluster och kostnader mot överliggande nät. En besparingspo- tential som ofta nämns i dessa sammanhang är att en ökad förbrukningsexibilitet skulle kunna leda till lägre investeringskostnader i elnätet på sikt. Detta diskuteras i arbetet men kvantieras ej.

För att beräkna de två valda faktorerna har olika metoder tagits fram. En metod används för att teoretiskt sett modiera en bentlig förbrukningskurva till att bli mer utjämnad över dygnet. Ytterligare en metod används för att beräkna förlusterna utifrån en viss förbrukningsnivå i ett visst nät. De beräknade förlusterna jämförs också med för- lustdata uppmätt i ett verkligt nät för att se hur bra de beräknade och uppmätta värdena stämmer överens. Slutligen har en metod tagits fram för att beräkna hur mycket kostnaden mot överliggande nät skulle kunna minska genom att eekttopparna i nätet sänks. Detta kan för elnätbolaget liknas vid att byta till en lägre säkring hemma vilket gör att man får en lägre elnätsavgift.

Dessa metoder har applicerats på elnätsbolaget Sala-Heby Energi Elnät AB och beräk- ningar har gjorts utifrån data från deras nät. I bästa scenariot modieras kurvan så att förbrukningen ligger konstant på medelvärdet för varje enskilt dygn. Då skulle nätförlus- terna minska med 2.6 % eller 0.1 % av inmatad energi. Detta skulle för Sala-Heby Energi Elnät AB motsvara en kostnad på runt 81 000 kr per år. Om den abonnerade eekten kan sänkas lika mycket som årets högsta förbrukningstopp sänks, kan det innebära en besparing på över 1 miljon kr vilket motsvarar ca 10 % av den totala kostnaden mot överliggande nät.

Den kurvmodiering som vore lättast att uppnå i praktiken omfattar i snitt 5 % minskade eekttoppar och 2 % yttad energi per dygn. Då skulle nätförlusterna minska med 0.9 % eller 0.04 % av inmatad energi, vilket motsvarar kostnader på ca 29 000 kr. Kostnaden mot överliggande nät skulle i detta fall kunna minska med 335 000kr eller 2.8 %.

Den ekonomiska besparingspotentialen för en elnätsägare inte är speciellt stor gällande nätförluster. För kostnad mot överliggande nät är potentialen större, men denna sira är

något mer osäker att kunna realiseras rakt av i praktiken. Det kan dock nnas er fördelar med en högre förbrukningsexibilitet än de som kvantieras i detta arbete, speciellt om man tittar ur ett bredare perspektiv. Energisystemet utvecklas ständigt och framtiden kan innehålla exempelvis mer distribuerad produktion så som solceller på hustak och er elbilar som ska laddas. Att undersöka nyttan av förbrukningsexibilitet för olika framtidsscenarier eller för vissa specika nät är ett exempel på något som kunde vara intressant för framtida forskning.

Executive summary

This project quanties the theoretical possible economic gain for a distribution grid owner if the consumption prole in their grid would be more at following increased demand response. Dierent models are developed to calculate the result and the models are applied on Sala-Heby Energi Elnät AB. The results shows that the losses can decrease with 2.5 % in the best-case scenario with a at consumption prole each day, corresponding to a value of 81 000 SEK. The fee to feeding grid could in the same case be reduced with around 1.2 million SEK which corresponds to around 10 % of the total fee, based on the assumption that subscribed maximum power can be reduced as much as the highest peak of the year is reduced in the modied load curve. A consumption prole modied in a more realistic way resulted in 0.9 % decreased losses, corresponding to a value of 29 000 SEK. The fee to feeding grid could in the same case be reduced with 0.34 million SEK which corresponds to 2.8 % of the total fee. The possibility to save money by avoiding future investments are discussed but not quantied. Further investigation of avoided future investments for a certain grid or for dierent future scenarios would be interesting subjects for future studies.

It would also be interesting with more detailed studies regarding grid losses, or to make more detailed estimations of what could be a realistic potential of load shift.

Förord

Detta examensarbete utgör sista steget i min utbildning på civilingenjörsprogrammet i energisystem vid Uppsala universitet. Examensarbetet har utförts vid institutionen för teknikvetenskaper, avdelningarna industriell teknik och fasta tillståndets fysik vid Upp- sala universitet, under perioden september 2014 till februari 2015. Examensarbetet ut- förs som en del i forskningsprojektet Marknadsbaserade styrmedel i bostadssektorn, ett tvärvetenskapligt forskningsprojekt som utförs som ett samarbete mellan institutionen för teknikvetenskaper och institutionen för psykologi vid Uppsala Universitet, samt ett an- tal företag och elnätsbolag. Två andra examensarbeten har också utförts under samma tidsperiod inom ramen för detta projekt, Karin Andersson som undersökt miljömässiga konsekvenser av förbrukningsexibilitet [1] och Musie Mogos som undersökt vad en ökad förbrukningsexibilitet kan ha för eekter inom elhandel [2]. Ett samarbete med Karin har skett kring framtagande av metoden för att beräkna förluster i nätet. Handledare för detta examensarbete är Joakim Widen, fasta tillståndets fysik, ämnesgranskare är Cajsa Bartusch, industriell teknik och examinator är Petra Jönsson.

Jag skulle vilja rikta ett tack till alla som hjälpt till eller bidragit till projektet på ett eller annat sätt. Ett stort tack till Kenneth på Sala-Heby Energi Elnät AB för tillgång till nätdata, givande möten och värdefull input i arbetet. Tack till Erik, Johan och Andreas på Vattenfall för en givande intervju. Tack till Cajsa som styr upp hela projektet och alltid

nns nära till hands. Tack till Joakim för bra handledning, värdefull feedback under rap- portskrivningen och för att du alltid ser nya möjligheter. Tack till Karin och Musie för gott samarbete och givande diskussioner under projektets gång och tack till Isak som ställer bra frågor. Slutligen tack till David som varit ett tålmodigt bollplank för mina funderingar och varit till hjälp i arbetet med rapporten.

Elin Grahn, februari 2015, Uppsala

Innehåll

1 Inledning 8

1.1 Mål . . . 8

1.2 Frågeställningar . . . 9

1.3 Metod och data . . . 9

1.4 Avgränsningar . . . 9

1.5 Översikt . . . 9

2 Bakgrund 10 2.1 Elmarknaden i Sverige . . . 10

2.2 Lokalnät/distributionsnät . . . 11

2.2.1 Elnätsföretag . . . 11

2.2.2 Förbrukningsexibilitet . . . 11

2.2.3 Nättariernas utformning . . . 12

2.2.4 Eekttarier . . . 13

2.3 Tidigare forskning . . . 13

3 Faktorer som påverkar elnätsägaren 15 3.1 Översikt över faktorer som påverkar nätägarens verksamhet och ekonomi . . 15

3.2 Reglering av intäktsramen . . . 16

3.3 Förluster i nätet . . . 17

3.4 Kostnader mot överliggande nät . . . 18

3.4.1 Vattenfall . . . 19

3.4.2 Fortum . . . 19

3.4.3 E.ON Elnät . . . 19

3.4.4 Sala-Heby Energi Elnät ABs anslutning till överliggande nät . . . 19

3.4.5 Minskad risk för att överskrida abonnerad eekt . . . 20

3.5 Uppskjutna framtida investeringar . . . 20

3.6 Värdet av en ökad driftsäkerhet . . . 23

3.7 Sammanfattning . . . 24

4 Metod 25 4.1 Modiering av förbrukningsproler . . . 25

4.2 Förluster i nätet . . . 26

4.2.1 Kvadratisk metod . . . 26

4.2.2 Beskrivning av data från Sala-Heby Energi Elnät AB . . . 29

4.2.3 Mätosäkerhet . . . 30

4.2.4 Applicering av kvadratiska metoden . . . 32

4.2.5 Kurvanpassning . . . 32

4.2.6 Kvadratisk metod och kurvanpassad formel jämfört med verkliga för- luster . . . 33

4.2.7 Potentiell besparing vid förbrukningsexibilitet . . . 34

4.3 Kostnader mot överliggande nät . . . 34

5 Resultat och analys 36 5.1 Modierade förbrukningsproler . . . 36

5.2 Förluster i nätet . . . 39

5.2.1 Mätosäkerhet . . . 39

5.2.2 Förluster beräknade med kvadratiska metoden . . . 41

5.2.3 Kurvanpassning . . . 43

5.2.4 Kvadratisk metod och kurvanpassad formel jämfört med verkliga för- luster . . . 45

5.2.5 Potentiell besparing vid förbrukningsexibilitet . . . 52

5.3 Kostnad mot överliggande nät . . . 57

5.4 Sammanfattning av resultat . . . 59

6 Diskussion 60 6.1 Diskussion av resultatet . . . 60

6.1.1 Kvadratisk metod och nätförluster . . . 60

6.1.2 Kostnad mot överliggande nät . . . 61

6.1.3 Potentiell besparing vid ökad förbrukningsexibilitet . . . 61

6.2 Framtida investeringar  vilket framtidsscenario? . . . 62

6.3 Övriga diskussionspunkter . . . 63

6.4 Rekommendation för framtida forskning . . . 64

7 Slutsatser 65

1. Inledning

Ett viktigt steg mot ett hållbart framtida energisystem sägs ofta vara att skapa så kallade smarta elnät. Smarta elnät är ett brett begrepp som kan omfatta många olika områden, allt från kraftelektronik och ny teknologi till olika tjänster samt regelverk för elmarkna- den, alltihop med en övergripande kostnadseektivitet [3]. Ett smartare elnät förväntas underlätta övergången till ett energisystem bestående av en större andel förnybara ener- gikällor som t.ex. sol- och vindenergi. En viktig komponent för att uppnå detta är att öka förbrukningsexibiliteten hos slutanvändarna av el, vilket innebär att elförbrukningen i större utsträckning ska kunna anpassas till tillgänglig produktions- och överföringskapaci- tet. Hushåll kan ha en stor potential att bidra till en ökad förbrukningsexibilitet genom att omfördela sin energianvändning mellan olika tidpunkter på dygnet.

Elkostnaden för en hushållskund består av två delar, kostnad för produktion av el som betalas till ett elhandelsföretag, samt kostnad för elöverföring och anslutning som betalas till ett elnätsföretag i form av en nätavgift. Nätavgiften för hushållskunder består vanligtvis av en fast avgift och en energiavgift men några elnätsföretag har även infört en eektbero- ende komponent, en så kallad eekttari. En del av kundens nätavgift bestäms då utifrån de högsta eektuttagen varje månad. Avgiften kan också vara tidsdierentierad, vilket in- nebär att den varierar mellan olika tidpunkter utifrån den förväntade belastningsnivån i nätet. Den kan alltså variera mellan olika årstider, veckodagar eller tidpunkter på dyg- net. Detta kan skapa ekonomiska incitament för kunden att minska eller omfördela sin energianvändning.

I strävan mot ett smartare elnät kan elnätsföretagen spela en viktig roll, till exempel genom att införa åtgärder som främjar en eektivare användning av elnätet. Sådana åtgär- der skulle kunna vara att införa eekttarier eller andra typer av marknadsmodeller. För att ett elnätsföretag ska ta steget att genomföra en sådan åtgärd är det viktigt att det nns kunskap om vilka konsekvenser som kan följa av detta. Det är därför av intresse att kvanti-

era de ekonomiska konsekvenserna av en ökad förbrukningsexibilitet i distributionsnätet, vilket är syftet med detta examensarbete.

1.1 Mål

Detta examensarbete har som mål att utveckla metoder för att kvantiera de ekonomiska konsekvenserna av en ökad förbrukningsexibilitet i distributionsnätet. Dessa används se- dan för att undersöka eekten av ökad förbrukningsexibilitet för ett specikt elnätsbolag, Sala-Heby Energi Elnät AB. Ett extra fokus ligger på förlusterna i ett distributionsnät med en djupare analys av hur dessa påverkas av temperatur och belastning. Den framtag- na metodiken skall vara applicerbar för andra elnätsbolag som funderar på att exempelvis implementera aärsmodeller med eekttarier för att öka förbrukningsexibiliteten hos sina kunder.

1.2 Frågeställningar

Frågeställningar som besvaras i detta arbete är:

• Vilka faktorer har en inverkan på en elnätsägares ekonomi, och hur kan dessa faktorer påverkas av en ökad förbrukningsexibilitet?

• Vilka ekonomiska konsekvenser kan en ökad förbrukningsexibilitet ha för ett elnäts- bolag?

• Hur ser de verkliga energiförlusterna ut i ett distributionsnät och hur beror dessa av temperatur och belastning?

1.3 Metod och data

Metoderna som använts inledningsvis för att identiera vilka faktorer som påverkar en el- nätägares verksamhet och ekonomi har varit litteraturstudier samt intervjuer. Intervjuer har gjorts med VD:n för Sala-Heby Energi Elnät AB [4] samt med anställda hos Vattenfall Eldistribution AB [5]. Metoderna som använts för kvantiering beskrivs närmare i kapi- tel 4. Data har erhållits från Sala-Heby Energi Elnät AB, bestående av förbruknings- samt inmatningsdata med timupplösning för två mindre nätområden för åren 2011-2013, inmat- ningsdata med timupplösning för alla inmatningspunkter i nätet för åren 2013 och 2014, samt temperaturdata med timupplösning för Sala för åren 2011-2013.

1.4 Avgränsningar

Frågor som inte beaktas i någon större utsträckning i detta arbete är exempelvis hur stor den totala potentialen är för en ökad förbrukningsexibilitet hos hushåll, hur denna kan realiseras eller hur styrmedel kan eller bör utformas för att uppnå detta. Ytterligare avgränsningar kring vilka faktorer som slutligen kommer kvantieras beskrivs närmare i kapitel 3.

1.5 Översikt

I kapitel 2 ges en översikt över den svenska elmarknaden och en mer utförlig beskrivning av begreppet förbrukningsexibilitet. I kapitel 3 presenteras de faktorer som påverkar el- nätägares verksamhet och ekonomi och de mest relevanta faktorerna väljs ut för att sedan kvantieras. Tillvägagångssättet för att kvantiera och analysera valda kategorier samt modiera en given förbrukningskurva beskrivs i kapitel 4. Resultatet presenteras sedan i kapitel 5. En diskussion kring resultaten tas upp i kapitel 6 och slutsatserna sammanfattas i kapitel 7.

2. Bakgrund

I detta kapitel ges en översikt över kraftsystemets och elmarknadens uppbyggnad. En utförligare beskrivning av begreppet förbrukningsexibilitet görs även, samt en översikt över tidigare forskning inom förbrukningsexibilitet.

2.1 Elmarknaden i Sverige

Det nns många aktörer som verkar på den svenska elmarknaden. Det är elproducenter, elhandelsföretag, balansansvariga företag, elnätsföretag och elanvändare. Den nordiska el- börsen Nord Pool är marknadsplatsen för handeln med el. Det nns också en marknad med nansiell handel där aktörer kan säkra sitt elpris. Elnätet i Sverige är uppbyggt i tre nivåer; stamnät (400 och 220 kV), regionnät (130-40 kV) och distributionsnät/lokalnät (40 kV och lägre)[6]. Stamnätet ägs och drivs av Svenska Kraftnät (SvK) som också är syste- mansvarig myndighet, vilket innebär ett övergripande ansvar för att elsystemet fungerar säkert och att produktionen av el motsvarar förbrukningen. SvK ansvarar också för att varje år upphandla en eektreserv som ska minska risken för att en bristsituation uppstår om exempelvis efterfrågan på el blir mycket hög vid ovanligt kallt väder [6]. I gur 1 visas en skiss över den svenska elmarknaden med dess olika aktörer. I detta arbete ligger fokus på distributionsnätet och distributionsnätägarens perspektiv. Orden distributionsnät och lokalnät betyder i detta arbete samma sak.

Figur 1: Schematisk översikt över den svenska elmarknaden. Illustration: Svenska Kraftnät [6].

2.2 Lokalnät/distributionsnät

Distributionsnäten är de nät med lägst spänningsnivå, där de esta elkunderna är anslut- na. Distributionsnäten är i regel anslutna till ett regionnät, men kan också i vissa fall vara anslutna till ett annat angränsande lokalnät. Ur distributionsnätsägarens synvinkel är re- gionnätet det överliggande nätet. När uttrycket överliggande nät används fortsättningsvis syftar det alltså på regionnätet. Regionnäten i Sverige ägs till största delen av tre före- tag, Vattenfall, E.ON och Fortum, som beskrivs närmare i kapitel 3.4. Det nns desto er elnätsföretag som äger distributionsnät, ca 170 st [7].

2.2.1 Elnätsföretag

Den svenska elmarknaden avreglerades 1996 genom att elproduktion och elhandel kon- kurrensutsattes [6]. Elnäten utgör naturliga monopol vilket innebär att varje geograskt område bara har ett elnätsföretag eftersom det ur ett samhällsekonomiskt perspektiv inte är lämpligt att bygga upp parallella elnät. En elkund kan välja vilken elhandlare man vill teckna avtal med och köpa el av men det är inte möjligt att välja eller byta elnätsföretag, om man inte själv yttar till ett nytt nätområde. Eftersom ingen konkurrens uppstår i nätverksamheten behöver verksamheten regleras. Energimarknadsinspektionen (Ei) är den myndighet som ansvarar för att kontrollera att elnätsföretagen inte tar ut för höga avgif- ter av sina kunder [7]. Detta görs genom att en intäktsram sätts för varje elnätsföretag, som reglerar hur mycket de får ta betalt från sina kunder. Ytterligare detaljer kring hur intäktsramen sätts beskrivs närmare i kapitel 3.2.

2.2.2 Förbrukningsexibilitet

Förbrukningsexibilitet används i detta arbete synonymt med engelskans demand respon- se. Förbrukningsexibilitet kan denieras på olika sätt. Ett exempel är Faria & Vale [8]

som denierar demand response som ett samlingsbegrepp för alla avsiktliga förändringar i elkonsumtionen hos elförbrukare som syftar till att förändra tidpunkten för elanvändning, eektbehovet eller totala energianvändningen. I detta arbete omfattar begreppet förmå- gan att omfördela sin förbrukning över dygnet som respons på en eekttari eller annat styrmedel.

I elnätet måste elanvändning och elproduktion alltid vara i balans. Elnätet behöver därför vara utrustat för att klara av variationer både i produktion och användning. Infra- strukturen för elöverföring är kapitalintensiv och förbrukningsexibilitet kan vara en av de billigare resurserna som nns tillgängliga för att balansera systemet [9].

Litteraturen tar upp era olika metoder för att uppnå en ökad förbrukningsexibilitet hos elkonsumenter. Dessa kan delas upp i prisbaserade och incitamentbaserade styrme- del [9]. Prisbaserade styrmedel uppmuntrar kunderna att förändra sin konsumtion genom olika modeller av prissättning. Ett exempel på detta kan vara att skapa en tidsdierenti- erad avgift (s.k. time-of-use tari, TOU) som vanligtvis är uppdelad på två perioder per dag, hög- respektive låglastpris. Andra prisbaserade styrmedel kan vara att elpriset följer priset på spotmarknaden timme för timme (s.k. realtidsprissättning, på engelska real time

pricing, RTP), eller att ha en dynamisk tidstari då ett extra högt pris tas ut vid bristsi- tuationer som infaller mer sällan (s.k. critical peak pricing, CPP) [9]. Incitamentbaserade styrmedel innebär att man får betalt eller betalar ett reducerat elpris för att minska sin an- vändning vid vissa tillfällen, t.ex. då nätet är som mest belastat. Detta kan ske automatiskt via direkt lastkontroll vilket innebär att kunden går med på att vissa enheter kan styras på distans (t.ex. luftkonditionering, varmvattenberedare eller kyl och frys). Ytterligare ett alternativ är att kunden går med på att självmant minska sin konsumtion till ett bestämt värde. En tredje variant är att kunden deltar med budgivning på elmarknaden genom att erbjuda lastreduktion [9]. Dessa typer av modeller behöver ofta kombineras med feedback till kunden för att öka medvetenheten och för att kunden ska kunna fatta beslut angåen- de sin elanvändning. Det kan också behöva införas ny teknik som möjliggör automatisk styrning av laster [10].

2.2.3 Nättariernas utformning

Incitament för en ökad förbrukningsexibilitet kan alltså utformas på många olika sätt, men elnätsägaren har idag inte möjlighet att på egen hand implementera alla dessa varianter.

De kan t.ex. inte påverka elhandelspriset eftersom kunden själv väljer elleverantör.

Nättarien är den avgift som elnätsföretaget tar ut från kund för överföring av el och anslutning till nät [11]. Enligt ellagen ska nättarierna uppfylla tre krav; de ska vara skä- liga, objektiva och icke-diskriminerande [7]. Skäligheten kontrolleras genom storleken på intäktsramen. Avgiften som elnätföretaget tar ut från kunden ska täcka företagets kost- nader samt ge en begränsad avkastning. Objektiviteten innebär att avgifterna för en viss kundkategori ska reektera kostnaderna för samma kategori. Olika avgifter får förekom- ma för olika kundkategorier (exempelvis villa- och lägenhetskunder) men en kundkategori får inte gynnas på bekostnad av en annan. Kravet på icke-diskriminering innebär att ett elnätsföretag inte får gynna en kund inom en kundkategori framför någon annan inom samma kategori, alltså att likadana kunder ska ha likadana avgifter[7].

Vid utformning av kundernas nättarier är utgångspunkten att elnätsföretagets ut- giftskategorier (fasta, energiberoende och eektberoende utgifter) ska fördelas likvärdigt på kundens avgift [12]. Ändå nns det en stor variation i hur olika elnätsföretag i lan- det utformar sina avgifter. Variationen mellan olika företag kan delvis förklaras med att förutsättningarna skiljer sig mellan olika företag beroende på anläggningens utformning, geogrask placering eller kundkollektivets sammansättning. Även andra faktorer kan på- verka utformningen av tarier, exempelvis hantering av ekonomiska risker, önskan om att skapa incitament för ändrat beteende hos kunderna eller att skapa enkelhet för kunden [13].

Storleken på avgiften för kunden kan variera beroende på kostnaden för att driva nätet och där är ledningslängd, geogra och markförhållanden av stor betydelse [14]. Den vanligaste utformningen är en nätavgift består av en fast komponent (som beror av vilken säkringsni- vå man har) kombinerat med en energiberoende komponent. Det förekommer även företag som enbart tar ut en fast komponent med motiveringen att göra det enkelt för kunden samt företag som infört ytterligare en typ av avgift, nämligen en eektberoende kompo- nent, en s.k. eekttari, med motiveringen att det bättre speglar elnätföretagets kostnader och främjar ett eektivt utnyttjande av elnätet [13].

2.2.4 Eekttarier

Eekttari är en typ av nättari som innebär att en del av kundens avgift beror på det faktiska eektuttaget under en period [15]. Denna typ av avgift är idag vanlig bland kunder som förbrukar stora mängder el (med en säkring över 63 A), men ett fåtal av elnätägarna i Sverige har provat att införa denna typ av avgift även för hushållskunder och småförbruka- re. Som exempel kan nämnas Sollentuna Energi AB och Sala-Heby Energi Elnät AB. Båda företagen har en tvådelad tari som består av en fast komponent och en eektberoende komponent som beräknas utifrån de tre respektive fem högsta eekttimmedelvärdena varje månad [13]. Eektavgiften är tidsdierentierad, vilket innebär att den varierar mellan olika tidpunkter. Tarien gäller vardagar kl 7-19 och övrig tid är elöverföringen gratis. Priset är också lägre på sommaren än på vintern.

Med en tidsdierentierad eekttari har kunden möjlighet att sänka sin nätavgift ge- nom att sänka sina eektuttag under de tidpunkter då nätet är som mest belastat och eektavgiften är hög, vilket ger incitament för en jämnare belastning av elnätet [15]. För att ha denna typ av tari krävs timvis mätning och rapporering av kundens eektuttag.

Sedan 1 oktober 2012 har alla elkunder rätt att få sin el mätt på timbasis utan att betala någon merkostnad för detta [12].

2.3 Tidigare forskning

En översikt över tidigare forskning kring förbrukningsexibilitet har gjorts av Bartusch &

Alvehag [16]. Flera studier har visat att hushåll svarar på prissignaler genom att minska sitt maximala eektuttag. Hur stor förändring som kunde åstadkommas berodde på vilka typer av incitament som användes och vilka prisnivåer det handlade om. Time-of-use-tarier har i ett par studier visat på en minskning av topplasten runt 5 % medan critical-peak-pricing kan ge större eekt, upp emot 10-20 %. Genom ny teknik och direkt laststyrning har potentialen för lastminskning bedömts kunna bli upp emot 50 % [16].

När det gäller förluster i distributionsnät har en studie gjorts i England [17] som un- dersökte hur förlusterna i distributionsnätet skulle minska om elanvändningen yttades från höglasttid till låglasttid medan den totala energianvändningen är konstant. För att beräkna detta har en procentsats av totala elbehovet yttats från de timmar under dygnet med högst elanvändning och samma energimängd återförs sedan ett bestämt antal timmar senare. Vid 10 % lägre energianvändning under höglasttid, som sedan återfördes 8 timmar senare, minskade förlusterna med 0.7 % eller med 0.04 % uttryckt som procent av överförd energi. I optimala fallet, med helt rak förbrukningsprol över dygnet, minskade förlusterna med 2.7 % eller med 0.13 % av överförd energi. En av slutsatserna i arbetet var att en minskad elanvändning troligtvis ger en större miljömässig fördel än yttad energianvänd- ning [17].

I ett examensarbete vid KTH [18] har liknande frågeställningar som i detta arbete undersökts. Kvantieringar av den ekonomiska besparingspotentialen för en elnätsägare har gjorts utifrån minskade nätförluster, kostnad för överliggande nät samt för uppskjutna investeringar. Data från Sala-Heby Energi Elnät AB har använts även i detta arbete. En bentlig förbrukningskurva har modierats genom att förbrukningen har antagits minska

med 10 % under dagtid och samma energimängd har sedan fördelats ut jämnt fördelat under nattetid. En kurvmodiering med helt jämn förbrukning har också gjorts för att representera det teoretiskt bästa möjliga fallet. Resultatet för förlustberäkningarna visade att nätförlusterna skulle kunna minska med 4 % vid den 10 % modierade kurvan, respek- tive 19 % i optimala fallet. Kostnaden för överliggande nät har beräknats kunna minska med 5 % vid den 10 % modierade kurvan, respektive 46 % i optimala fallet.

I litteraturen tycks det inte råda några tvivel kring att förbrukningskurvan kan påverkas av olika typer av styrmedel samt att det nns en potential att minska nätförluster genom en ökad demand respons, men det verkar nnas en viss oenighet kring hur stor potentialen är. Detta motiverar att en studie som denna är relevant för att bidra till ökad kunskap inom området.

3. Faktorer som påverkar elnätsägaren

I det här kapitlet beskrivs de faktorer som påverkar elnätägarens verksamhet, samt bak- grundsfakta som ligger till grund för vilka faktorer som slutligen valts att kvantieras och vilka som valts bort. De faktorer som slutligen valts att kvantieras är förluster i nätet samt kostnader mot överliggande nät.

3.1 Översikt över faktorer som påverkar nätägarens verksam- het och ekonomi

Figur 2: Sammanställning av faktorer som bedömts bidra till ett elnätsföretags ekonomi. Gulmar- kerade fält bedöms ej påverkas av en ökad förbrukningsexibilitet, gröna fält kan påverkas positivt och röda fält kan påverkas negativt.

Det nns ett antal utgiftsposter förknippade med att driva elnätsverksamhet. En sam- manställning av dessa, gjord utifrån [14] och [12], visas i gur 2. De grönmarkerade fälten (nätförluster, anslutning till överliggande nät och investeringar) har bedömts kunna påver- kas positivt av en ökad förbrukningsexibilitet och beskrivs närmare i kapitel 3.3, 3.4 och 3.5. De gulmarkerade fälten antas inte påverkas i någon större utsträckning. Myndighets- avgifter bidrar till att nansiera Ei:s övervakning av det svenska elnätsmonopolet samt de statliga verksamheterna för elsäkerhet och elberedskap [14] och antas därför inte ha något direkt samband med elkundernas förbrukning. Kapitalkostnader, som kan vara t.ex. ränta på lånat kapital, har inte heller bedömts ha något sådant direkt samband. När det gäller kostnader för drift och underhåll påverkas det av många olika saker, bl.a hur nätet ser ut och hur gammalt det är. Dessa kostnader antas öka med nätets ålder, och nyinvesteringar minskar ofta underhållskostnaderna [19]. Denna kategori har markerats gul trots att det inte är uteslutet att en ökad förbrukningsexibilitet och en jämnare förbrukning skulle kunna påverka kostnaderna för drift och underhåll. Eftersom det inte verkar nnas något tydligt samband och det dessutom är många andra faktorer utöver förbrukningsexibilitet som kan påverka dessa kostnader kommer en kvantiering av detta inte göras.

Kostnader för mätning, administration, fakturering, kundtjänst m.m. har markerats röd då dessa kostnader skulle kunna öka vid införandet av nya marknadsmodeller. Vid

införande av nya marknadsmodeller kan system för fakturering behöva uppgraderas. En annan betydande kostnad kan vara utbildning och information till kunderna [9]. Flera av elnätsföretagen i Sverige som infört eekttarier vittnar om att det nns en pedagogisk utmaning i att förklara för kunden skillnaden mellan en tari som baseras på energi och en tari som baseras på eekt. Det krävs ofta omfattande informationskampanjer i samband med införandet och en ny tari kan dessutom leda till ökad belastning på kundtjänst [13].

Eventuella kostnadsökningar av det här slaget kommer inte kvantieras i detta arbete.

Utöver de faktorer som beskrivits ovan påverkas elnätsföretagets verksamhet i stor utsträckning av hur regleringen av intäktsramen ser ut. Detta beskrivs därför närmare i kapitel 3.2. En annan relevant faktor som indirekt skulle kunna påverka elnätsägaren är om en ökad förbrukningsexibilitet kan bidra till en högre leveranssäkerhet som i sin tur har en positiv ekonomisk inverkan för elnätsägaren. Detta tas upp i kapitel 3.6

3.2 Reglering av intäktsramen

Den svenska elmarknaden avreglerades 1996, men fri prissättning behölls för elnätsföreta- gen som då kunde sätta sina tarier efter vissa generella riktlinjer [11]. I en proposition 2009 konstaterade regeringen att det fanns fördelar med att prövningen sker i förväg. Det ger bland annat ökad förutsägbarhet för nätföretagen och deras kunder. Nya bestämmel- ser infördes i ellagen och från 2012 regleras elnätsavgifterna i förväg, där Ei beslutar om en intäktsram fyra år i taget [11]. Nuvarande intäktsram gäller för åren 2012-2015 och nästa period infaller åren 2016-2019. När en period har löpt ut kontrolleras företagen.

Om elnätföretaget tar ut mer än tillåtet från kunden får det konsekvenser genom att de- ras intäktsram sänks för nästkommande period [7]. I den nuvarande regleringen (gällande år 2012-2015) beräknas elnätsföretagens intäktsram utifrån kapitalkostnader och löpande kostnader. Intäktsramens storlek justeras sedan med hänsyn till kvaliteten på nätföretagets sätt att bedriva verksamheten [19].

De löpande kostnaderna delas in i påverkbara och ej påverkbara kostnader. Ej påverk- bara kostnader omfattar kostnader för överliggande nät, skatter och myndighetsavgifter.

Påverkbara kostnader omfattar bl.a. drift, underhåll och kundspecika kostnader så som mätning, beräkning och rapportering. Kostnader för nätförluster räknas som en påverkbar kostnad men utan eektiviseringskrav, vilket gör att det i praktiken behandlas som en ej påverkbar kostnad [19]. De påverkbara kostnaderna åläggs med eektiviseringskrav medan de ej påverkbara kostnaderna kan föras över rakt av till kundkollektivet vilket innebär att elnätsföretaget tillåts ta betalt av kunden för att täcka dessa kostnader. Incitamenten i förhandsregleringen för elnätägaren att genomföra energieektiviseringsåtgärder är därför idag väldigt små [20].

Det har konstaterats att det nuvarande regelverket för beräkning av intäktsramar har brister som är nödvändiga att åtgärda och ett metodbyte är därför på förslag [21]. I regle- ringen för år 2012-2015 tillämpas real annuitetsmetod för fördelning av kapitalkostnader, vilket inte tar hänsyn till anläggningarnas ålder då företagen erhåller samma ersättningsni- vå oavsett ålder på anläggningen. Metoden medför en risk för att nätföretagen överkom- penseras, alltså tilldelas för höga intäktstak, och kan hämma förnyelse av infrastruktur då

den ger incitament att fortsätta driva äldre anläggningar istället för att investera i nya ef- fektiva anläggningar [21]. Ett metodbyte föreslås till real linjär metod, som tar hänsyn till anläggningarnas ålder. En anläggning som är äldre än 50 år generar då 0 kr i inkomst till elnätsbolaget. Den nya metoden förväntas ge investeringsincitament både för ny- och ersätt- ningsinvesteringar och minska risken för överkompensation till elnätsbolaget [21]. Denna uppfattning om den nya regleringen delas inte av alla, exempelvis branchorganisationen Svensk Energi menar att den nya regleringen riskerar att leda till samhällsekonomiskt slöseri då den fokuserar på elnätets ålder i stället för dess funktion [22].

Inför kommande reglerperiod (2016-2019) nns också förslag att införa nya incitament för att jämna ut nätets belastning och minska förlusterna i nätet. År 2012 beslutade EU om ett nytt energieektiviseringsdirektiv. Till följd av detta trädde en lagändring i kraft i juni 2014 vilket innebar ett tillägg i kap 5 i ellagen som uppmuntrar till ett eektivt ut- nyttjande av elnätet [15]. De nya incitamenten består av två delar där den ena syftar till en minskning av nätförluster och den andra syftar till en jämnare belastning av nätet. Incita- mentet för att minska nätförluster ger elnätsägaren ett tillägg eller avdrag på intäktsramen motsvarande halva kostnadsökningen eller kostnadsminskningen som kan göras genom att förändra nätförlusterna [15]. Incitamentet för att uppnå en jämnare belastning utgår från att en sänkning av kostnaden för överliggande nät skulle kunna göras vid sänkta eekt- toppar i nätet. Incitamentet föreslås utformas så att en del av den minskade kostnaden tilldelas elnätsföretaget. Detta incitament kan endast ge ett tillägg på intäktsramen och inget avdrag [15]. Elnätsägarens incitament för att verka för en ökad förbrukningsexibilitet är alltså tänkt att öka i den kommande förhandsregleringen.

Eftersom metoden för reglering av intäktsram inte är konstant utan kan förändras med tiden kommer regleringen inte tas hänsyn till i detta arbete utan fokus ligger på den teoretiska nyttan av en ökad förbrukningsexibilitet.

3.3 Förluster i nätet

Förlusterna i ett distributionsnät denieras som skillnaden mellan hur mycket el som matas in på nätet och hur mycket som tas ut från nätet [15]. Kunderna debiteras av elhandlaren för den el de använder, men någon måste också betala för den energi som förbrukas i ledningarna. Elnätsägaren betalar för dessa förluster, även om kunden i nuläget betalar indirekt via elnätsavgiften. Eftersom de resistiva förlusterna i en ledning är proportionella mot strömmen i kvadrat blir förlusterna mindre om samma energimängd skulle föras över vid en jämn lastnivå istället för med stora lastvariationer.

Förlusterna som uppstår i ett distributionsnät kan delas in i tekniska och icke-tekniska förluster [15]. De tekniska förlusterna omfattar:

• Strömberoende förluster i överföringen av el (proportionella mot strömmen i kvadrat).

• Icke strömberoende förluster (t.ex. tomgångsförluster i transformatorer).

• Koronaförluster vid högre spänningsnivåer.

De icke-tekniska förlusterna omfattar:

• Energi som används för att en nätanläggning ska ha en optimal funktion, t.ex. värme i ett ställverk och kylning av en transformator.

• Energi som ej debiteras pga. illegala kopplingar i nätet (tjuvkopplingar).

• Energiuttag i anslutningspunkter där det saknas mätare, t.ex. gatubelysning och parkeringsautomater.

• Feldebiterad energikonsumtion, t.ex. vid mätfel.

Koronaförluster innebär att elektrisk urladdning sker genom jonisering av luften kring en ledare som genererar ett starkt elektriskt fält. Detta sker främst vid högspänningsnivåer.

En annan uppdelning av förluster görs av Lakevi & Holmes [23] som delar upp förlus- terna i två kategorier, fasta och rörliga förluster. De fasta förlusterna beror på magneti- seringsströmmen i transformatorer eller reaktorer och kallas även järnförluster. Dessa kan antas vara konstanta över året, men om dessa ska beräknas noggrannare behöver spän- ningsvariationer tas i beaktande.

Det nns också andra sätt för elnätsägaren att minska sina nätförluster, utöver att bidra till en jämnare förbrukningskurva i nätet. Det kan vara exempelvis genom att väl- ja ledningar, transformatorer eller andra komponenter med lägre förluster, välja lämplig spänningsnivå, förbättra nätstrukturen, driva nätet på ett mer eektivt sätt eller att införa tekniska lösningar för att reglera spänning och reaktiv eekt [15]. Icke-tekniska förluster kan också minskas genom att identiera illegala kopplingar eller att förbättra noggrannhe- ten i mätningen [17]. Att påverka förbrukningskurvan är alltså en av era möjligheter för att minska nätförlusterna.

3.4 Kostnader mot överliggande nät

Det nns fem regionnätsägare i Sverige varav de tre största är Vattenfall, E.ON och For- tum. En distributionsnätägare kan ha en eller era anslutningspunkter till regionnätet och betalar avgifter för dessa. Avgiften bestäms utifrån en given prislista som varierar beroen- de på vilket företag som äger regionnätet [24, 25, 26]. Generellt består kostnaden av tre delar; fast kostnad (kr/år), årseektavgift (kr/kW,år) och energiavgift/överföringsavgift (kr/kWh). Det nns ofta även en avgift för reaktiv eekt. Årseektavgiften baseras på den abonnerade eekten som elnätsföretaget väljer utifrån de förväntade högsta eekttop- parna under ett års tid. Olika tarinivåer tillämpas beroende på var i nätet anslutningen är gjord med avseende på spänningsnivå samt vilken nedtransformering som är gjord in- nan anslutningspunkten. Avgiften motsvarar då regionnätsföretagets kostnader fram till anslutningspunkten[12]. Ett lokalnät kan också vara anslutet till ett annat angränsande lokalnät. Kostnaden för detta är då specik för varje enskild lokalnätsägare [4]. Fokus i det här arbetet kommer därför ligga på regionnätsavgifterna.

Den teoretiska utgångspunkten till varför kostnaden mot överliggande nät skulle kunna sänkas vid en högre förbrukningsexibilitet är främst att om de eekttoppar i nätet som ligger till grund för valet av tarinivå skulle kunna sänkas skulle elnätsföretaget kunna abonnera på en lägre eekt till en lägre kostnad. Om förbrukningsexibilitet också leder

till minskade nätförluster påverkar det även storleken på den del av avgiften som baseras på överförd energi. Exempel på hur de tre större regionnätsföretagen hanterar avgiften för att vara ansluten till sina regionnät beskrivs nedan.

3.4.1 Vattenfall

Vattenfall Eldistribution AB tar betalt för abonnemang vid sitt regionnätt enligt en pris- lista [26]. Deras nät är uppdelat i tre tariområden; Norrbotten, Mellersta Norrland och Södra tariområdet. Prisskillnader mellan områdena beror på att Svenska Kraftnäts ta- rier för stamnätet också är dierentierade. När det gäller reaktiv eekt får man ta ut en viss procentandel av abonnerad årseekt i reaktiv eekt, där andelen är beroende på tarinivå [26]. Årseektavgiften baseras på den abonnerade eekten. Denna skall anges till Vattenfall senast 1 december för nästföljande kalenderår. Årseekten beräknas som medelvärdet av årets två högsta värden (medeleekt per timme) från skilda månader. Om den abonnerade eekten överskrids har Vattenfall rätt att ta ut en särskild avgift som är en och en halv gånger årseektavgiften för den eekt med vilken abonnerad årseekt överskridits [27].

3.4.2 Fortum

Ett exempel på hur Fortum tar betalt är enligt en prislista [25] gällande för att vara ansluten vid 220 kV i regionnätet i Stockholm. Avgiften består av en fast nätavgift, avgift för avtalad årseekt, uttag av reaktiv eekt under november-mars samt en avgift för överförd energi.

Uttagen eekt mäts som medeleekt per timme. Liksom för Vattenfall gäller att om kunden önskar ändra årseekten ska det anmälas senast 1 december inför kommande kalenderår.

Årseekten beräknas som medelvärdet av de två högsta enskilda timvärdena under varje kalendervecka (måndag-söndag). Om detta värde överskrider abonnerad årseekt måste kunden betala överuttagsavgift enligt tari för den veckan, eller retroaktivt begära ökad årseekt. Reaktiv eekt debiteras efter högsta timvärdet per månad.

3.4.3 E.ON Elnät

Som exempel på E.ONs prissättning har en prislista för region syd använts [24]. Avgifterna består av en fast grundavgift, kostnad för elöverföring, kostnad för eektuttag som består av grundavgift, tilläggsavgift för vintermånaderna (november-mars, måndag-fredag kl 06- 22) samt tillägg för överuttag. Det fria uttaget av reaktiv eekt består av en procentandel av abonnerad eekt och om denna nivå överskrids medför det en extra avgift.

3.4.4 Sala-Heby Energi Elnät ABs anslutning till överliggande nät Metoden för att kvantiera kostnaden mot överliggande nät appliceras i detta arbete på nätbolaget Sala-Heby Energi Elnät AB. Deras distributionsnät har sex anslutningspunkter till överliggande eller angränsande nät, varav tre är anslutna till Vattenfalls regionnät och övriga till angränsande lokalnät. När abonnerad eekt väljs för de olika inmatningspunk- terna undersöks hur den historiska förbrukningen har sett ut under de kallaste månaderna

era år bakåt i tiden. Om en för hög eekt abonneras som sedan inte används blir kostnaden onödigt hög, men om eekten å andra sidan överskrids måste en straavgift betalas [4].

Ett rätt dimensionerat abonnemang bör resultera i abonnemangsöverträdelse vid några få höglastperioder under en kall vinter [28]. Att hitta den billigaste nivån för abonnerad eekt innebär alltid en viss chansning och att sänka nivån på den abonnerade eekten är förknippat med en viss risk. I nätområdet Sala nns ett kraftvärmeverk som producerar fjärrvärme samt elenergi till det egna nätet. Detta gör att den abonnerade eekten för det- ta nätområde kan sättas lägre än vad den högsta eekttoppen för elanvändningen väntas bli eftersom kraftvärmeverket samtidigt bidrar med eekt [4].

3.4.5 Minskad risk för att överskrida abonnerad eekt

Hittills har möjligheten att sänka avgiften mot överliggande nät diskuterats, men vid en högre förbrukningsexibilitet i nätet bör även risken för att överskrida bentlig abonnerad eekt kunna minska. Hur denna risk skulle kunna förändras antas till stor del bero på hur incitamentet för förbrukningsexibilitet är utformat och hur starkt det aktuella styrmedlet kommer vara vid den tidpunkt då de maximala eekttopparna i nätet infaller. Om direkt laststyrning skulle kunna tillämpas av elnätsägaren vore det ett pålitligt styrmedel för att minska de högsta topparna, medan ett svagare ekonomiskt incitament inte kan förväntas ha lika stor påverkan på kundens förbrukning vid dessa speciella tillfällen. Den största eekttoppen skulle kunna infalla vid ett tillfälle då kunderna tycker det är värt att betala lite extra för användningen. Om kunden har en tidsdierentierad eekttari nns det fort- farande en risk att eekttoppen infaller under låglasttid då det inte nns något incitament för kunden att jämna ut sin förbrukning.

Eftersom denna eventuellt minskade risk bedöms vara till stor del beroende av incita- mentets utformning, vilket ligger utanför ramen för detta arbete, kommer en kvantiering av denna eventuellt minskade risk inte göras, men det är ändå värt att nämna som en möjlig potential.

3.5 Uppskjutna framtida investeringar

Möjligheten att undvika eller skjuta upp eventuella framtida investeringar vid en ökad förbrukningsexibilitet framhävs ofta som något som skulle kunna vara positivt för elnät- sägaren [15, 13, 20]. Kundernas förbrukning kan på sikt påverka behovet av investeringar i elnätet [12]. Potentialen för besparingar när det gäller framtida investeringar har tidigare bedömts vara stor, men det är då beräknat med en metod som bedömts osäker [18]. Denna kategori valdes därför att undersökas närmare.

Den teoretiska utgångspunkten till varför en ekonomisk besparing skulle kunna göras med avseende på framtida investeringar baseras på att de investeringar som syftar till att öka nätets kapacitet skulle kunna undvikas eller genomföras längre fram i tiden om den maximala eekttoppen i nätet, som avgör nätets dimensioneringsbehov, kan bli lägre genom en högre förbrukningsexibilitet hos elförbrukarna. En annan möjlighet vore att vid utbyte av komponenter i nätet välja en komponent med lägre kapacitet som är billigare än en komponent med högre kapacitet som annars hade valts.

I en intervju med Vattenfall Eldistribution AB [5] gavs en översikt över hur företaget resonerar kring dimensionering av sina nät. Vattenfall har ett ertal distributionsnät i olika delar av landet. Ungefär en tredjedel av deras investeringar är tillväxtinvesteringar, en tredjedel är regel- och besiktningsstyrda och den sista tredjedelen kan väljas utifrån vad som behövs, t.ex. vädersäkring och automation. Vädersäkring kan vara att övergå från luftledning till kabel för att undvika skador och avbrott vid oväder. Förutsättningarna för olika distributionsnät skiljer sig åt beroende på i vilken del av landet nätet ligger, samt om det är ett stadsnät eller landsbygdsnät. På landsbygden sker sällan lasttillväxt utan det är vanligare med lastminskning, medan tillväxten är större i städer. I landsbygdsnät nns mer luftburna ledningar. Investeringar som sker där syftar därför ofta till vädersäkring av nätet [5].

Vid planering av nät prioriteras driftsäkerheten högt. När en ledning byggs dimensio- neras den efter den högsta förväntade eekttoppen under den kommande 30-års perioden, både med hänsyn till väder och till den förväntade lastutvecklingen i området[5]. Hänsyn tas till att extremår med kall väderlek och hög belastning kan inträa vilket nätet måste klara av. Utvecklingen i vissa områden kan vara svår att prognostisera och goda marginaler i nätets överföringskapacitet är därför eftersträvansvärt. Kostnaderna för dessa marginaler är desssutom små, men de samhällsekonomiska kostnaderna vid elavbrott är ofta höga [5].

Elnätsbolag strävar efter att ha så få avbrott som möjligt samt att avbrotten ska pågå under så kort tid som möjligt. Det nns lagstiftning och föreskrifter som uppmuntrar eller tvingar elnätsföretagen till detta. I Ei:s författningssamling (EIFES 2013:1) anges att elöverföringen är av god kvalitet om antalet avbrott är färre än 3 per år och av dålig kvalitet om antalet avbrott är över 11 per år. I samma skrift anges också att den maximala avbrottstiden aldrig får överstiga 24 timmar i en uttagspunkt eller gränspunkt där det är möjligt att överföra mer än 2 MW. Elnätsägaren är dessutom skyldiga till återbetalning till kund enligt Ellagen (1997:857) 10 kap, vid elavbrott över 12 timmar.

För att hålla en hög driftsäkerhet i elnätet är det eftersträvansvärt att ha alternativa matningsvägar i elnätet. Om det uppstår ett fel någonstans i nätet ska en omkoppling kunna göras så att matningen till kunderna kan ske från ett annat håll. Detta leder till att ledningar dimensioneras för att klara av att överföra större mängder el än vad som behövs vid normal drift och kunna förse er kunder vid en eventuell omkoppling i nätet [5]. En kabel som går sönder tar ofta lång tid att laga eftersom den ligger nedgrävd i marken. På grund av att avbrottstiden får vara max 24 timmar bidrar en högre andel markkablar i nätet ytterligare till att alternativa matningsvägar i nätet är viktigt för att undvika långa avbrott [5].

När Vattenfall förlägger markkabel används oftast kablar och komponenter med vissa standarddimensioner. Dessa köps in i stora kvantiteter och kan därmed prispressas, vil- ket gör att det ofta blir billigare att välja en standardkabel med högre kapacitet än att välja en något tunnare kabel även om en tunnare kabel hade kunnat vara tillräcklig för ett visst ändamål. I praktiken nns det alltså inte något direkt linjärt samband mellan kabelns pris och dess överföringskapacitet. När det gäller kostnaden för att lägga kabel (i Stockholmsregionen) kan kostnaden för grävning vara 10-40 gånger högre än kostnaden för själva kabeln. Om en kabel med lägre kapacitet trots allt skulle kunna väljas till en lägre

kostnad, exempelvis 10 % lägre, så motsvarar det en total kostnadsbesparing på mindre än 1 %. Detts är lite, särskillt med tanke på att en kabel med lägre kapacitet samtidigt kan ge ökade livscykelkostnader och en ökad risk för avbrott [5]. Möjligheten att spara pengar på att välja en tunnare kabeldiameter med lägre överföringskapacitet antas därför vara begränsad.

I boken Electricity Distribution Network Design [23] nämns att en av de största orsa- kerna till att en felaktig investering görs är att den framtida lastutvecklingen missbedöms, men om en överinvestering görs i elnätet uppvägs ofta den felaktiva investeringen till viss del av minskade nätförluster. Vattenfall nämner också att om en dimensionering med för låg kapacitet görs från början och en utbyggnad måste göras i efterhand får elnätsföretaget inte ta betalt för det från kunden. Det skulle dessutom vara ekonomiskt slöseri att behöva utföra i princip samma arbete två gånger. Ett elnätsföretag har alltså i nuläget många skäl att dimensionera sina nät med goda marginaler. Men för att näten inte ska överdimensio- neras i onödan får företagen enligt förhandsregleringen inte heller ta betalt av kunderna för att dimensionera nät med omotiverat stora marginaler och på så vis undviks detta [5].

I en rapport från Elforsk [28] nämns att de svenska lokalnäten i regel tekniskt sett är överdimensionerade sett till en normal lastvariation över året. Detta förklaras med att nät- planerare och projektörer tillämpar ekonomisk dimensionering av ledningar. Detta innebär att den kabelarea som minimerar den totala livscykelkostnaden väljs istället för att mini- mera kabel- och förläggningskostnaderna. Förlustkostnaden räknas då med i ekvationen, som i sin tur beror av belastningstillväxt, energipris, kalkylränta och ledningens livslängd.

Ekonomisk area innebär ofta 30-60 % av nominellt strömvärde för en ledning. I glesare nät med längre ledningar kan ytterligare teknisk överdimensionering vara nödvändig för att uppfylla tekniska krav på nätet. Även transformatorer dimensioneras för belastningstill- växt och är robusta för relativt stora överlaster. Under en kall vinter kan transformatorerna dessutom överlastas mer på grund av eektiv kylning [28].

I samma rapport har intervjuer gjorts med 10 elnätsföretag angående vintern 2009-2010 som var ovanligt kall med höga elpriser. Enligt de intervjuade nätägarna var de svenska lokalnäten inte att betrakta som underdimensionerade i förhållande till den höga lasten denna vinter. Det hade dock uppstått vissa problem, till största delen säkringsbrott, i framför allt två typer av områden; tillväxtområden och områden där förändringar i upp- värmningssystem gjorts som inte kommit nätägarna till känna. Områden där tillväxten är större än vad som förutsattes vid dimensioneringen av näten är som mest utsatta. När det gäller byte av värmesystem kan detta leda till förändrade förbrukningsproler. Värme- pumpsystem leder ofta till lägre energianvändning men kombineras ofta med el-patroner då det är extra kallt, vilket kan skapa ojämnare förbrukningsmönster och en trappstegseekt när temperaturen sjunker [28].

Sammanfattningsvis kan sägas att:

• Driftsäkerhet i distributionsnät prioriteras högt och alternativa matningsvägar i nätet eftersträvas.

• Kablar med standarddimension köps in i stora kvantiteter till lägre pris.

• Ledningar dimensioneras efter den högsta förväntade eekttoppen den kommande

30-års perioden (hos Vattenfall).

• Ekonomisk dimensionering tillämpas.

• Distributionsnäten i Sverige är i nuläget generellt dimensionerade med goda margi- naler.

• I områden med oväntad lasttillväxt kan det hända att kapaciteten inte räcker till.

Utifrån detta bedöms potentialen för lägre kostnader för framtida investeringar orsakat av ökad förbrukningsexibilitet generellt vara liten (med undantag för vissa tillväxtområden).

Med detta resonemang har en kvantiering av värdet av en uppskjuten framtida investe- ring valts bort i detta arbete. För ett specikt tillväxtområde behöver antagligen en unik bedömning göras för varje enskilt nät, med hänsyn till planerade investeringar, nuvarande kapacitet och förväntad lastutveckling. Förutsättningarna skiljer sig mycket mellan olika bolag och olika nät, vilket också innebär svårigheter att skapa en generellt applicerbar metod för kvantiering. Trots att potentialen bedöms vara liten är det dock viktigt att poängtera att den fortfarande existerar. Dels i områden med stor lasttillväxt, men även vid vissa framtidsscenarion för distributionsnätens utveckling, exempelvis vid kraftig ut- byggnad av distribuerad elproduktion så som solceller. Detta resonemang utvecklas mer i diskussionen i kapitel 6.

3.6 Värdet av en ökad driftsäkerhet

Som nämnts ovan prioriteras driftsäkerheten högt hos distributionsnätägare. En relevant följdfråga blir då ifall en ökad förbrukningsexibilitet skulle kunna leda till högre driftsä- kerhet, som i sin tur har en positiv ekonomisk inverkan för elnätsägaren?

Förbrukningsexibilitet kan öka leveranssäkerheten i elsystemet, både utifrån ett nät- och produktionsperspektiv. Det är ofta billigare att påverka kunderna till att dra ner på förbrukningen än att hålla produktionsanläggningar i reserv för situationer som uppstår sällan [20]. I nuläget i Sverige är Svenska Kraftnät ansvariga för eektreserven i Sverige och bekostar den, men den planeras att avvecklas fram till 2020 för att ersättas av en marknadsbaserad lösning. Detta förutsätter dock att marknaden utvecklas i en riktning som möjliggör detta. Två särskilt viktiga steg mot att uppnå denna marknadslösning är en fördjupad integration med omvärlden och en ökad förbrukningsexibilitet [29].

Lokalnät påverkas inte direkt av kostnaderna för eektreserven. Den huvudsakliga even- tuella ekonomiska vinningen när det gäller ökad leveranssäkerhet ligger därför troligtvis mer på systemnivå än på lokalnivå. Men inte heller här går det att helt utesluta en ekonomisk besparingspotential, exempelvis för de distributionsnät där bristsituationer kan uppstå. En ökad förbrukningsexibilitet förväntas bidra till lägre eekttoppar, som i sin tur bör kun- na leda till färre säkringsbrott eller andra typer av avbrott som beror av överbelastning.

Om elavbrotten blir färre eller kortare kan det medföra positiva ekonomiska konsekvenser för elnätsbolaget. Som tidigare nämnts leder ett elavbrott som varar längre än 12 timmar till krav på ersättning till kunderna. Dessutom påverkar avbrott som är mellan 3 minuter

och 12 timmar kvalitetsbedömningen i intäktsregleringen, vilket påverkar elnätsföretagets intäktsram [19].

Begränsad överföringskapacitet är en av många parametrar som kan påverka driftsä- kerheten i ett distributionsnät. Andra orsaker till elavbrott kan vara åska, tekniska fel, grävarbeten, snöfall eller vind som gör att träd faller över ledningar [30]. Med tanke på att överföringskapaciteten i svenska distributionsnät generellt är hög är det troligtvis bara vid vissa speciella tillfällen som driftsäkerheten skulle kunna öka vid en högre förbruknings-

exibilitet. En unik bedömning behöver då göras för varje nätavsnitt där bristsituation skulle kunna uppstå. Utifrån detta kommer en kvantiering av det ekonomiska värdet på en ökad leveranssäkerheten för en distributionsnätsägare inte göras i detta arbete, men det är ändå värt att nämna den koppling som kan nnas mellan förbrukningsexibilitet och driftsäkerhet.

3.7 Sammanfattning

Slutsatserna från denna översikt är att de faktorer som bedömts potentiellt kunna på- verka elnätsägarens ekonomi vid införande av högre förbrukningsexibilitet är kostnader för nätförluster, kostnader för framtida investeringar, kostnad mot överliggande nät samt kostnader för kundtjänst, information och utbildning av kunderna. Nätföretagens intäkts- ram reglerar vilka ekonomiska besparingar elnätsföretagen får tillgodoräkna sig i praktiken, men i detta arbete ligger fokus på den teoretiska nyttan. Förbrukningsexibilitet kan le- da till en högre driftsäkerhet men det nns andra som troligtvis gynnas mer av detta än distributionsnätsägaren. Två av de identierade faktorerna har bedömts vara relevanta att kvantiera inom ramen för detta arbete och dessa är kostnad för förluster samt kostnad mot överliggande nät.

4. Metod

Detta kapitel beskriver metoden som används för modiering av förbrukningsproler samt metoderna för att kvantiera förbrukningsexibilitetens påverkan på de två faktorerna som valts att studeras; nätförluster och kostnad mot överliggande nät.

4.1 Modiering av förbrukningsproler

Det nns många möjliga sätt att modiera en förbrukningskurva. Elkonsumtionen hos slut- kund kan förväntas påverkas på olika sätt beroende på utformningen av marknadsmodeller, tarier eller andra incitament. Även vilken typ av kund det handlar om påverkar möjlig- heten att ytta sin förbrukning. Detta arbete har ett extra fokus på eekttarier, men syftet med arbetet är inte att bedöma potentialen för en specik tari utan att kvantiera eekten av en förändrad lastkurva, oavsett vad som orsakat förändringen. Därför har inget specikt styrmedel antagits vid modiering av förbrukningsprolerna. Eftersom det endast är eekten av lastföryttning som studeras behålls samma totala elanvändning inom varje dygn före och efter modieringen. Lastföryttningen har begränsats till varje enskilt dygn, alltså ingen utjämning antas ske mellan dagar, veckor, månader eller säsonger.

En observation kring de metoder som använts av andra för att jämna ut lastkurvan (se kapitel 2.3) är att kurvan kan få ett relativt hackigt utseende även efter modieringen, vilket kanske inte vore så troligt i praktiken. En fördel med dessa metoder kan däremot anses vara att kurvan förändras med samma givna procentsats varje dygn.

Den metod som valts för att modiera bentliga förbrukningsproler i detta arbete har utformats så att en viss procentsats av inmatad eekt subtraheras från varje timme under ett dygn. Medelvärdet av den borttagna lasten adderas sedan jämnt fördelad per timme under samma dygn. Modieringen för ett dygn kan beskrivas med ekvation (1), där a är procentsatsen borttagen last, t representerar varje timme under ett dygn och går från 1-24 (t=1 representerar timmen mellan kl 00.00-01.00), P (t) är den överförda eekten i den ursprungliga kurvan [kWh/h] och Pmod(t) är den resulterande eekten i den modierade kurvan [kWh/h].

P_mod(t) = P (t) − a

100 P (t) − 1 24

24

X

n=1

P (n)

!

(1) De procentsatser, a, som har använts för föryttning är 20 %, 50 % och 100 %. Vid 100 % är kurvan helt jämn under varje dygn, och förbrukningen motsvarar då medelvärdet för det dygnet. En kod har skrivits i Matlab för att åstadkomma denna lastföryttning.

Ett exempel på hur kurvan kan se ut efter modiering visas i gur 3. Eftersom kurvan ser lite olika ut varje dygn kommer lastminskningen under höglasttid inte förändras med samma storlek eller procentsats varje dygn, men en fördel är att kurvan får ett jämnt utseende även efter modieringen. De modierade lastkurvorna används sedan som grund till beräkningarna för förluster samt kostnader mot överliggande nät.

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 5

6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Timmar, h

Inmatning, MWh/h

Verklig inmatning Modifierad inmatning

Figur 3: Exempel på utjämnad lastkurva i nätområdet Sala 2013 för en tidsperiod av 4 dygn. För varje dygn har 50 % av lasten dragits bort och sedan lagts tillbaka jämnt fördelad under samma tidsperiod.

4.2 Förluster i nätet

För att ta reda på förlusterna vid en förändrad förbrukningsprol behövs en modell som beskriver hur nätförlusterna varierar med förbrukningen. Detta görs genom att härleda en metod utifrån kända fysikaliska samband. För att undersöka om det nns andra samband mellan förluster och överförd eekt som stämmer ännu bättre överens med uppmätt förlust- data görs kurvanpassningar där sambandet mellan förluster och överförd eekt anpassas till olika tänkbara polynom, med och utan temperaturberoende. Den teoretiska metoden, som fortsättningsvis benämns kvadratisk metod, jämförs sedan med de kurvanpassade poly- nomen. Nätförlusterna delas här upp i två kategorier; fasta och rörliga förluster. Rörliga förluster antas vara de strömberoende förlusterna och fasta förluster omfattar alla övriga förluster, alltså även de icke-tekniska förlusterna.

4.2.1 Kvadratisk metod

När beräkningar görs på lågspänningsnät är det ofta möjligt att förenkla dessa. Orsaker till detta är att många lågspänningsnät är uppbyggda radiellt och ledningarna är dessutom ofta relativt korta (jämfört med transmissionsnät). Därför är det vanligtvis tillräckligt att representera nätet med serieresistanser och ignorera ledningarnas kapacitans [23]. Även lasterna i nätet antas vara resistiva, och reaktiv eekt tas därför inte med i beräkningarna.

Den del av förlusterna som kan påverkas av en jämnare förbrukningsprol är främst de strömberoende förlusterna. Om förbrukningen jämnas ut kan samma mängd energi över- föras med lägre ström, vilket ger lägre förluster. Strömmen är proportionell mot överförd eekt vilket kan visas genom att exempelvis utgå från Ohms lag V = RI som appliceras på en enkel krets som visas i gur 4.

Figur 4: En enkel resistiv krets som representerar ett distributionsnät

Totala resistansen i kretsen blir R = Rgrid+ R_load. Eekt kan uttryckas som P = V I eller som P = RI²och eektförlusterna i nätet kan därmed uttryckas som Ploss= RgridI². Strömmen som passerar genom kretsen kan uttryckas som I = P/V och uttrycket för förlusterna kan då skrivas om till Ploss = R_grid(P/V )² = R_grid/(V²P²). Om V och Rgrid

är konstanta, vilket de antas vara i detta fall, blir eektförlusterna proportionella mot överförd eekt i kvadrat. En proportionalitetskonstant k kan då införas, som utgörs av k = R_grid/V². Överföringsförlusterna kan då uttryckas som

P_loss= kP² (2)

Där Ploss är överföringsförlusterna [kW eller kWh/h], k är en proportionalitetskonstant [1/kW], och P är överförd eekt [kW eller kWh/h]. Detta samband har även använts av Shaw et al [31], som utgår från att de strömberoende förlusterna i nätet är proportionella mot överförd eekt i kvadrat, Ploss∝ P².

Denna metod bygger på samma samband. För att beräkna nätets förluster vid olika lastnivåer utnyttjas att k kan beräknas numeriskt (utan att utgå från R eller V ) för ett nät med en given förbrukningskurva, en given andel totala förluster och en antagen andel rörliga förluster.

Nätförlusterna består dels av en rörlig komponent som varierar med belastningen, P_loss,var, och en fast komponent som antas vara konstant över hela året, Ploss,f ast. Det är bara de rörliga förlusterna som påverkas av storleken på den inmatade eekten Pinm

som då kan uttryckas som Ploss,var = kP_inm² [kWh/h]. De totala förlusterna kan då uttryc- kas som

P_loss= P_loss,var + P_{loss,f ast}= kP_inm² + P_{loss,f ast} (3) Detta uttryck visas graskt i gur 5.

Om inmatad eekt Pinm anges i kWh/h kan man genom att summera alla värden av

0 100 200 300 400 500 600 0

5 10 15 20 25 30

Pinm (kWh/h) P loss (kWh/h)

Ploss=P

loss,fast+kP

inm 2

Figur 5: Sambandet mellan nätförlust och inmatad eekt enligt metoden. Den streckade linjen representerar de fasta förlusterna.

P_inm (under t.ex. ett normalår, 8760 timmar) erhålla den totala inmatade energin Einm.

Einm=

8760

X

t=1

Pinm(t) (4)

De totala förlusterna Elossär antingen kända eller beräknas utifrån andelen förluster, αloss.

E_loss= Einmα_loss (5)

Genom att summera förlusterna Ploss uttryckt som i ekvation (3) erhålls de totala ström- beroende förlusterna Eloss, som beror av k. Tiden t är här tänkt att anges i timmar.

E_loss =

8760

X

t=1

P_loss(t) =

8760

X

t=1

kP_inm(t)²+

8760

X

t=1

P_{loss,f ast}=

= k

8760

X

t=1

Pinm(t)²+

8760

X

t=1

Ploss,f ast (6)

Summan av alla fasta förluster kan också uttryckas som

8760

X

t=1

P_{loss,f ast} = E_lossα_{f ast} (7)

där αf astär andelen fasta förluster. Genom att sätta in ekvation (7) i ekvation (6) och lösa