pdf 2 MB - Energimarknadsinspektionen
Insights. Delivered. Funktionskrav Mätsystem En rapport till Energimarknadsinspektionen 9 mars 2015 Projekt nr: 5470583000 Copyright © 2015 Sweco Energuide AB Funktionskrav Mätsystem All rights reserved No part of this publication may be reproduced, stored in a retrieval system or transmitted in any form or by any means electronic, mechanical, photocopying, recording or otherwise without the prior written permission of Sweco Energuide AB. 9 mars 2015 29 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Disclaimer While Sweco Energuide AB (”Sweco”) considers that the information and opinions given in this work are sound, all parties must rely upon their own skill and judgment when making use of it. Sweco does not make any representation or warranty, expressed or implied, as to the accuracy or completeness of the information contained in this report and assumes no responsibility for the accuracy or completeness of such information. Sweco will not assume any liability to anyone for any loss or damage arising out of the provision of this report. 9 mars 2015 29 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Version and revision record Version Version 1 Date Author Checked by Released by 9 March 2015 Magnus Lindén Tobias Jakobsson Martin Olin Niclas Damsgaard Niclas Damsgaard 9 mars 2015 29 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Sammanfattning Energimarknadsinspektionen (Ei) har fått i uppdrag av regeringen att utreda och föreslå vilka funktionskrav som bör ställas på elmätare i framtiden. Ei ska särskilt analysera de funktionskrav som bör ställas för att underlätta information till kunderna, t.ex. för att svara på marknadens prissignaler där kunderna har enkel tillgång till mätuppgifterna, samt även andra funktioner som främjar en tillförlitlig och effektiv nätdrift, en minskad energianvändning och en ökad integration av lokal produktion. I uppdraget ingår att göra en kostnadsnyttoanalys av förslagen på nya funktionskrav på elmätare för den svenska marknaden. Uppdraget ska presenteras till Regeringskansliet (Miljö- och energidepartementet) senast den 4 juli 2015. Ei tog i slutet av 2014 fram förslag på 11 funktionskrav. Kraven definierades av Ei men utgår från EU-kommissionens rekommenderade minimifunktioner. Sweco har under januari och februari 2015, på uppdrag av Ei, genomfört kostnadsnyttoanalyser av de föreslagna funktionskraven för elnätsföretagens mätsystem. Syftet med kostnadsnyttoanalyserna är att identifiera, utvärdera och beskriva de merkostnader och tillkommande nyttor som de 11 funktionskraven skulle medföra för de svenska mätsystemen vid ett framtida införande. I analysen ska det även framgå vilken aktör som berörs av kostnaderna respektive nyttorna. Kostnadsnyttoanalysen ska också jämföra nuvärdet, i monetära termer, av de identifierade kommande kostnads- och nyttoströmmarna för att bedöma om funktionskravet totalt sett ger ett positivt eller negativt resultat. Förutsättningarna för införandet av funktionskraven bedöms ske genom en s.k. ”flytande implementering” vilket innebär att funktionskraven enbart gäller nya mätare i takt med kommande mätarbyten. De kostnader och nyttor som tagits upp i kostnadsanalysen är de merkostnader respektive tillkommande nyttor som bedöms uppstå vid ett kommande införande av funktionskraven jämfört med om funktionskravet inte ställs. Nollscenariot i analysen är därför satt till en bedömd marknadsutveckling vid kommande byten av mätare. Vi har antagit att kommande mätarbyten kommer att innebära byten av hela mätsystemet (mätare, kommunikationsutrustning och insamlingssystem). Följande funktionskrav bedöms ge ett positivt resultat: ■ Funktionskrav 1 Nära realtidsvärden till kund Detta funktionskrav är beroende av ett pågående standardiseringsarbete i branschen som förs inom ramen för Proaktivt forum. Om standardiseringsarbetet resulterar i en standardiserad fysisk kundport på mätarna är vår bedömning att funktionskravet kan ge ett positivt nuvärde. I det isolerade fallet där visualisering av elanvändning endast används för att möjliggöra energieffektivisering bedöms nettonuvärdet till minus 5 miljoner år 2017. Adderas möjligheten att styra kundanläggning på elnätstariff bedöms dock nettonuvärdet öka till 984 miljoner kr. Nettonuvärdet kan bli väsentligt större om en marknadsutveckling tar fart där olika aktörer skapar produkter baserat på kundens gränssnitt på mätaren, t.ex. styrning av uppvärmning baserat på effektvärden i nära realtid från mätaren. För att en sådan marknadsutveckling ska nå full potential med t.ex. möjlighet att styra 9 mars 2015 29 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem ■ ■ uppvärmning på spotpris bedömer vi dock att timavräkning behöver införas. Eventuellt kan dock merkostnader tillkomma utöver vad som beräknats i denna analys för att hantera integritetsaspekten av den fysiska porten (t.ex. införa nyckellösning). Funktionskrav 6 Avbrottsregistrering Baserat på den försumbara kostnaden för funktionskravet bedömer vi att nyttorna överstiger kostnaderna för detta funktionskrav. Värt att notera är dock att mätarna har en viss uppstartstid efter ett avbrott vilket kan påverka registreringen av multipla avbrott som infaller med kort mellanrum. En förutsättning för att nyttan med funktionskravet ska nå full potential är att kundanläggningarna kopplas om så att mätaren är spänningssatt även om kunden bryter anläggningen, detta antas i denna analys ske vid kommande mätarbyten p.g.a. kommunikationstekniska skäl för att säkerställa mätvärdesinsamlingen. Funktionskrav 8 Fjärruppgradering Att införa funktionskravet innebär i princip inte någon skillnad jämfört med idag eftersom majoriteten av befintliga mätsystem redan klarar funktionskravet. Funktionskravet bedöms därför inte medföra några merkostnader. Däremot bedöms det finns ett antal nyttor med stort värde primärt för att elnätsföretagen undviker kostsamma fältbesök. Nyttan överstiger därför kostnaderna med funktionskravet. Följande funktionskrav indikerar ett möjligt positivt resultat (ev. behov av ytterligare utvärdering) Vid behov bör kostnader och nyttor för dessa funktionskrav utvärderas mer detaljerat än vad som varit möjligt inom ramen för denna analys: ■ ■ Funktionskrav 3 Utökad mätdata Funktionskravet bedöms medföra ett antal potentiella nyttor, värdet av dessa är dock svåra att kvantifiera. Merkostnaderna med funktionen för mätaren bedöms som osäkra, det finns också en osäkerhet kring hur många mätare som förväntas uppfylla funktionen i nollscenariot, vi bedömer nuvärdet av merkostnaderna i form av behov av tillkommande mätarinvesteringar till mellan 0 och 48 miljoner kr år 2017. Vid behov bör dock ytterligare utvärderingar av nyttorna göras på en mer detaljerad nivå än vad som varit möjligt inom ramen för detta uppdrag. Funktionskrav 5 Timregistrering av mätvärden Kostnadsnyttoanalysen visar tydligt negativt resultat för timregistrering av mätvärden med månadsvis insamling, nettonuvärdet beräknas till minus 2,2 miljarder för år 2017. Det är framförallt elnätsföretagens löpande kostnader för insamling av timvärden enligt tidigare gjorda analyser som drar ner kalkylen. För kommande versioner mätsystem är det möjligt att de löpande kostnaderna är betydligt lägre, vilket skulle ge ett bättre resultat. Funktionskravet är en förutsättning för att timavräkning ska kunna införas. Med timavräkning bedömer vi att det finns potential för stora nyttor, bland annat i kombination med kundgränssnittet i funktionskrav 1 vilket möjliggör produkter inom t.ex. efterfrågeflexibilitet. 9 mars 2015 29 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem ■ Funktionskrav 9 Fjärrpåslagning och fjärravstängning och 10 Styrel på kundanläggningsnivå Funktionskravet kräver brytarfunktionalitet på mätaren vilket många av de kommande mätarna bedöms bli utrustade med. Enligt våra antaganden förväntas nuvärdet år 2017 för tillkommande investering i brytare mellan 20 och 238 miljoner kr. Vår bedömning är dock att nyttorna inte överstiger kostnaderna med funktionskravet för elnätsföretagen. Om funktionskrav 9 kombineras med funktionskrav 10 ”styrel på kundanläggningsnivå” finns det en möjlighet att de sammantagna nyttorna för de två funktionskraven överstiger de sammantagna kostnaderna. För att säkerställa detta bör dock en mer grundlig analys av nyttan med styrel på kundanläggningsnivå göras. Följande funktionskrav bedöms ge ett negativ resultat beroende på tidskrav om 2 minuters svarstid: I flera av funktionskraven återkommer ett specifikt krav om 2 minuters svarstid från mätarna, detta medför enligt många tillfrågade elnätsägare och mätsystemleverantörer ökade kommunikationskostnader. ■ ■ ■ Funktionskrav 4 Fjärravläsning Utifrån den aktuella definitionen av kravet om att varje avfrågning ska besvaras inom 2 minuter är vår bedömning att kostnaderna överstiger nyttorna. Om kravet skulle specificeras med en mindre strikt formulering kring svarstiden skulle troligtvis kostnaderna minska avsevärt och kostnadsnyttoanalysen skulle kunna ge ett annat resultat. Funktionskrav 7.1 Avbrottslarm Mot bakgrund av merkostnaden för kravet om leverans av enskilda avbrottslarm inom 2 minuter bedöms kostnaderna för funktionskravet vara så pass höga att de enligt vår bedömning överstiger nyttorna. Bortsett från kravet på 2 minuters leveranstid har vi genomfört en kostnadsnyttoanalys baserat på antagna kvantifierade kostnader och nyttor, som resulterar i ett nettonuvärde för år 2017 för elnätsföretaget på minus 7 miljoner kr. En känslighetsanalys visar att nettonuvärdet varierar mellan minus 38 och plus 23 miljoner kr per år. Det finns dock ytterligare nyttor som inte har varit möjliga att kvantifiera. Om hänsyn även tas till det potentiella värde som en snabbare åtgärd av avbrott medför för kunderna, är bedömningen att nyttorna sammantaget överstiger kostnaderna. Vid behov bör detta dock utvärderas ytterligare. Funktionskrav 7.2 Larm vid nollfel och 7.3 Larm vid misstänkt fysisk åverkan Antalet larm bedöms vara relativt få och därför bedöms även nyttan med funktionskravet vara relativt liten. Beroende på leveranskravet på 2 minuter bedöms merkostnaderna för dessa funktionskrav vara omfattande. Vår bedömning är att nyttorna inte kommer att överstiga merkostnaderna. 9 mars 2015 29 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Följande funktionskrav bedöms ge ett negativt resultat: ■ Funktionskrav 2 Historisk mätdata i mätaren för kunden Kostnaderna bedöms överstiga nyttorna, teknisk lösning för kundens åtkomst till mätdata i mätaren bedöms vara alltför kostsam och nyttorna bedöms vara begränsade. Följande funktionskrav behöver specificeras ytterligare, kostnadsnyttoanalys ej genomförd: ■ ■ 7.4 Larm vid dataintrång Det har inte varit möjligt att bedöma vilken funktionalitet som ska ingå i funktionskravet och någon kostnadsnyttoanalys har därför inte kunnat genomföras. Funktionskrav 11 Säker datahantering och skydd från dataintrång Funktionskravet bedöms inte medföra någon förändring jämfört med dagens situation. Om funktionskravet ska medföra en förändring av kommande mätsystem behöver det specificeras ytterligare. Övriga kostnader Utöver kostnaderna för respektive funktionskrav ovan bedömer Ei och Swedac att deras arbete med att ta fram regelverk för funktionskraven sammantaget kommer uppgå till mellan 600 000 och 1 000 000 kr. 9 mars 2015 29 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Innehållsförteckning 1 Inledning 10 1.1 Bakgrund 10 1.2 Syfte 10 1.3 Avgränsningar 10 2 Metod 11 2.1 Kostnadsnyttoanalys enligt EU:s rekommendation 11 2.2 Datainsamling 12 3 Definition ingångsvillkor - nuläge mätsystem 13 3.1 Beskrivning mätsystem 13 3.2 Aktörer med koppling till mätsystemen och funktionskraven 14 3.3 Nuläge funktionskrav 15 4 Antaganden 19 4.1 Definition nollscenario 19 4.2 Installationstakt kommande mätarbyten 19 4.3 Avkastningskrav 20 5 Preliminära funktionskrav mätsystem 22 5.1 Funktionskrav 1: Nära realtidsvärden till kund 22 5.2 Funktionskrav 2: Historisk mätdata i mätaren för kunden 38 5.3 Funktionskrav 3: Utökad mätdata 40 5.4 Funktionskrav 4: Fjärravläsning 47 5.5 Funktionskrav 5: Timregistrering av mätvärden 49 5.6 Funktionskrav 6: Avbrottsregistrering 57 5.7 Funktionskrav 7.1 Avbrottslarm 61 5.8 Funktionskrav 7.2 Larm vid nollfel 67 5.9 Funktionskrav 7.3 Larm vid misstänkt fysisk åverkan 69 5.10 Funktionskrav 7.4 Larm vid dataintrång 70 5.11 Funktionskrav 8: Fjärruppgradering 71 5.12 Funktionskrav 9: Fjärrpåslagning och fjärravstängning 73 5.13 Funktionskrav 10: Styrel på kundanläggningsnivå 77 5.14 Funktionskrav 11: Säker datahantering och skydd från dataintrång 81 6 Övriga kostnader och nyttor Ei och Swedac 82 7 Sammanfattad bedömning av funktionskraven 83 Appendix A - Intervjuer och enkäter 87 Appendix B - Källor 89 Appendix C - Preliminära Funktionskrav Mätsystem 90 9 mars 2015 29 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem 1 Inledning 1.1 Bakgrund Energimarknadsinspektionen (Ei) har fått i uppdrag av regeringen att utreda och föreslå vilka funktionskrav som bör ställas på elmätare i framtiden. Ei ska särskilt analysera de funktionskrav som bör ställas för att underlätta information till kunderna, t.ex. för att svara på marknadens prissignaler där kunderna har enkel tillgång till mätuppgifterna, samt även andra funktioner som främjar en tillförlitlig och effektiv nätdrift, en minskad energianvändning och en ökad integration av lokal produktion. I uppdraget ingår att göra en kostnadsnyttoanalys av förslagen på nya funktionskrav på elmätare för den svenska marknaden. Uppdraget ska presenteras till Regeringskansliet (Miljö - och energidepartementet) senast den 4 juli 2015. Ei tog i slutet av 2014 fram förslag på 11 funktionskrav. Kraven definierades av Ei men utgår från EU-kommissionens rekommenderade minimifunktioner. Sweco har under januari och februari 2015, på uppdrag av Ei, genomfört kostnadsnyttoanalyser av de föreslagna funktionskraven för elnätsföretagens mätsystem. 1.2 Syfte Syftet med kostnadsnyttoanalyserna är att identifiera, utvärdera och beskriva de merkostnader och tillkommande nyttor som de 11 funktionskraven skulle medföra för de svenska mätsystemen vid ett framtida införande. I analysen ska det även framgå vilken aktör som berörs av kostnaderna respektive nyttorna. Kostnadsnyttoanalysen ska också jämföra nuvärdet, i monetära termer, av de identifierade kommande kostnads- och nyttoströmmarna för att bedöma om funktionskravet totalt sett ger ett positivt eller negativt resultat. 1.3 Avgränsningar Kostnadsnyttoanalysen behandlar enbart elmätare upp till och med 63A. innehåller inte detaljerade tekniska beskrivningar eller lösningar. 9 mars 2015 Analysen 29 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem 2 Metod 2.1 Kostnadsnyttoanalys enligt EU:s rekommendation Denna kostnadsnyttoanalys har utgått från EU-kommissionens rekommenderade metod för kostnadsnyttoanalys som beskrivs i ”Förberedelser för uppsättning av smarta mätsystem”1. Den rekommenderade metoden gäller för införande av smarta mätsystem i ett elnät där sådana system inte finns sedan tidigare. Nollscenariot i denna analys är dock att det redan finns smarta mätsystem sedan tidigare i de svenska elnäten, vi utvärderar därför enbart vad Ei.s föreslagna funktionskrav skulle medföra vad gäller merkostnader och tillkommande nyttor. De delar av EU-kommissionens rekommendera metod som har varit möjliga att applicera på införandet av de föreslagna funktionskraven har dock beaktats i denna kostnadsnyttoanalys. Kostnadsnyttoanalysen har genomförts enligt följande metodik, se Figur 1 nedan. Figur 1. Metod kostnadsnyttoanalys Källa: Sweco, baserat på EU-kommissionens rekommendation, 2012/148/EU Kommissionens rekommendation av den 9 mars 2012 om förberedelser för uppsättning av smarta mätsystem, 2012/148/EU 1 9 mars 2015 29 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem 2.2 Datainsamling I syfte att samla in dataunderlag till kostnadsnyttoanalysen har intervjuer och enkäter genomförts med ett antal av de aktörer och intressenter som berörs av funktionskraven, detta gäller primärt elnätsföretag, elhandelsföretag och leverantörer av mätsystem. Även andra typer av aktörer och intressenter har intervjuats, se lista i Appendix A. Vi har också studerat tidigare rapporter i ämnet, se lista i Appendix B. I intervjuerna och enkäterna har vi först delgett respondenterna Ei:s lista med preliminära funktionskrav, se Appendix C. Vi beskrev då även att förutsättningarna för införandet av funktionskraven bedöms ske genom en s.k. ”flytande implementering” (se kaptitel 4.2 nedan). Därefter bad vi respondenten redogöra, för respektive funktionskrav, vilka merkostnader respektive tillkommande nyttor som respondenten bedömde uppstå vid ett kommande införande av funktionskravet för den organisation som respondenten representerar. 9 mars 2015 29 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem 3 Definition ingångsvillkor - nuläge mätsystem 3.1 Beskrivning mätsystem Begreppet ”mätsystem” för elnätsföretag omfattar mätenhet, kommunikationsutrustning samt insamlingssytem enligt Figur 2 nedan. En fjärravläst mätenhet består i sitt grundutförande dels av en mätare (den meteorologiska delen i mätenheten) och dels av en kommunikationsmodul för mätvärdesinsamlingen. I denna rapport benämns dock mätenheten som ”mätare” och vi avser då elmätare klass 1 för kundanläggningar upp till och med 63 A. Figur 2. Ingående delar mätsystemet Källa: Sweco Kommunikation för mätvärdesinsamling kan t.ex. ske med PLC (kommunikation över elnätet), radio eller P2P (kommunikation över mobilnätet). I framtidens mätsystem kan det även tillkomma andra typer av kommunikationslösningar. Insamlingssystemet hanterar dels den löpande mätvärdesinsamlingen, och dels styrning och administration av de funktioner som finns tillgängliga, t.ex. styrning av fjärrbrytare. Insamlingssystemet är vanligtvis kopplat till överliggande system för överföring av mätvärden, t.ex. mätvärdeslager och/eller faktureringssystem. I takt med att funktionaliteten ökar i mätsystemen tillkommer även kopplingar till andra system, t.ex. till de system som hanterar drift av elnätet. Det finns en stor variation mellan olika elnätsföretag vad gäller utformningen av system, integrationslösningar, funktionalitet m.m. Många elnätsföretag har dessutom flera olika parallella mätsystem från olika mätsystemleverantörer. Ofta beror detta på att de lokala förutsättningarna för mätvärdesinsamling varierar med avseende på t.ex. geografi, dvs. om insamling sker i tätort eller på landsbygd. Vissa elnätsföretag har exempelvis valt att lägga ut hela mätvärdesinsamlingen på en extern mätvärdesleverantör som adminstrerar insamlingen via insamlingssystemet och levererar ett ”färdigt mätvärde” till elnätsföretaget. 9 mars 2015 29 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem 3.2 Aktörer med koppling till mätsystemen och funktionskraven Nedan beskrivs de aktörer som kan komma att beröras av funktionskraven. Beskrivningarna nedan av elanvändare, elnätsföretag, elhandelsföretag, balansansvarig och Energimarknadsinspektionen är till stor del hämtade från Elmarknadshandboken2. Elanvändare Elanvändare, vilka kan vara allt ifrån industrier och företag (näringsidkare) till hushåll (konsumenter), är de som tar ut el från elnätet och använder den. Uttaget sker i en uttagspunkt. Elanvändaren har ett avtalsförhållande med elnätsföretaget för att utnyttja elnätet och betalar företaget för överföring av el via en elnätsavgift. Elanvändaren har även ett avtalsförhållande med ett elhandelsföretag och betalar elhandelsföretaget för ett avtal om elkraftleverans. Elanvändaren väljer själv vilket elhandelsföretag som elanvändaren vill sluta avtal med. Elanvändaren benämns som ”kund” i denna rapport. Elnätsföretag Elnätsföretaget tillhandahåller elnätet och ansvarar för att elenergin transporteras från produktionsanläggningarna till elanvändarna. Detta sker via stamnät, regionnät och lokalnät, vilka ägs av olika elnätsföretag. Ett elnätsföretag måste ha nätkoncession, det vill säga tillstånd att bygga och driva starkströmsledningar. För att få detta tillstånd måste elnätsföretaget vända sig till Energimarknadsinspektionen. Elnätsföretaget är den aktör som har all originalinformation om elleveranserna i sitt nätavräkningsområde. För att mätvärdesrapporteringen ska ske till rätt aktör är det därför viktigt att elnätsföretaget alltid har tillgång till korrekt information. Elnätsföretaget är ansvarigt för mätningen vid uttagspunkterna i elnätet. Elhandelsföretag Det är elhandelsföretaget som köper in el från en elproducent, till exempel via elbörsen och/eller från ett annat elhandelsföretag, och säljer el till elanvändaren. Elhandelsföretaget kan ha flera olika roller. De är dels handlare, d.v.s. köper in el och säljer till elanvändarna, de kan också vara balansansvariga (balansansvar för elhandelsföretagets leveranser). Balansansvarig Enligt ellagen ska det finnas en balansansvarig för varje uttagspunkt. För att Svenska kraftnät ska kunna göra en balansavräkning mellan de balansansvariga, enligt balansansvarsavtalet, måste det även finnas en balansansvarig för varje inmatningspunkt. Elhandelsföretaget kan antingen själv ha balansansvaret eller köpa tjänsten från ett annat företag. För att få balansansvar krävs att företaget har ett avtal om balansansvar med Svenska kraftnät. 2 Elmarknadshandboken, utgåva nr 14 B, oktober 2014 9 mars 2015 29 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Svenska kraftnät Svenska kraftnät har ett systemansvar, som innebär att de övervakar och ansvarar för att det kortsiktigt är balans mellan tillförd och uttagen el i det svenska elsystemet. Till detta ansvar hör också att se till att elsystemets anläggningar samverkar på ett driftsäkert sätt. Tillsynsmyndighet - Energimarknadsinspektionen Energimarknadsinspektionen (Ei) är en statlig myndighet som följer och analyserar utvecklingen på el-, naturgas- och fjärrvärmemarknaderna samt är nätmyndighet och tillsynsmyndighet enligt ellagen. Det innebär att alla avgifter som tas ut av elnätsföretag kan bli föremål för prövning av myndigheten. Ei beviljar också nätkoncession samt utfärdar föreskrifter. Swedac Swedac är styrelsen för ackreditering och teknisk kontroll. Swedac är den myndighet som ansvarar för regler som berör de mätare som elnätföretagen har placerat ute hos kunderna. Mätsystemleverantörer Mätsystemleverantörer är leverantörer av mätare, kommunikationsutrustning och insamlingssystem. Energitjänsteleverantörer En energitjänsteleverantör är en aktör som marknadsför och levererar energitjänster. En energitjänst kan utformas på många olika sätt, det kan vara en enstaka tjänst eller ett paket av flera tjänster och åtgärder. I energieffektiviseringsdirektivet finns en definition av energitjänster som kan sammanfattas som: ”Den fysiska vinst eller nytta som erhålls genom energieffektiv teknik eller åtgärder, som kan inbegripa den drift, underhåll och kontroll som är nödvändig för att kunna mäta/uppskatta samt kontrollera förbättrad energieffektivitet och/eller primärenergibesparingar”3. 3.3 Nuläge funktionskrav Sedan den 1 juli 2009 är det ett lagkrav att elnätsföretagen ska registrera mätvärden vid varje månadsskifte. Detta innebär i praktiken att elnätsföretagen behöver använda mätsystem med funktion för fjärravläsning för att kunna administrera mätaravläsningarna. Sedan den 1 oktober 2012 kan den elkund, som har ett elavtal som kräver timmätning, få sin elförbrukning mätt per timme utan merkostnad. I Ei:s rapport ”Uppföljning av 3 www.energimyndigheten.se 9 mars 2015 29 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem timmätarreformen”4 från 2014 sammanfattades det aktuella läget avseende timmätarreformen enligt följande: ”Elanvändarna på den svenska elmarknaden har hittills haft begränsade ekonomiska incitament att vara aktiva och anpassa sin elförbrukning efter aktuella spotpriser på elbörsen. Orsaken till det är att elanvändaren saknar en direkt koppling mellan priset i elhandelsavtalet och spotpriset på den nordiska elbörsen. För att skapa denna koppling och ge elanvändare incitament att förändra sin förbrukningsprofil är det sedan den 1 oktober 2012 möjligt för Sveriges elanvändare, med ett säkringsabonnemang om högst 63 ampere, som har ett elavtal som kräver timmätning att få sin elförbrukning mätt per timme utan merkostnad. Ungefär 8 600 elanvändare har valt att teckna timavtal sedan timmätningsreformens införande. I relation till kundaktiviteten på marknaden under samma period framstår efterfrågan på timavtal som begränsad. Det tyder på att potentiella kunder ännu inte ser timavtal som ett attraktivt alternativ i förhållande till andra avtalsformer. Trots den låga efterfrågan kan Ei konstatera att utvecklingen av antalet elanvändare som mäts per timme ökar. En majoritet av elnätsföretagen uppger att de på eget initiativ mäter elförbrukningen per timme för drygt en miljon elanvändare.” När elnätsföretagen investerade i mätsystem för fjärravläsning inför lagkravet 2009 var det många som passade på att inkludera extra funktionalitet i mätarna utöver funktionalitet enbart för mätvärdesinsamling. Eftersom det inte fanns lagkrav på extra funktionalitet gjorde elnätsföretagen här olika val baserat på respektive elnätsföretags lokala behov och förutsättningar. Detta gör att dagens situation avseende extra funktionalitet i mätsystemen varierar mellan elnätsföretagen och det finns även variationer inom kundkollektivet för enskilda elnätsföretag. I rapporten ”Smarta mätsystem och smarta mätfunktioner”5 gjordes en sammanställning av två genomförda enkäter som besvarats av en majoritet av de svenska elnätsföretagen (år 2010 respektive år 2013). Nedan beskrivs kortfattat delar av resultatet från 2013 års enkät avseende funktionalitet i mätsystemen. I enkäten från 2013 angav elnätsföretagen vilka leverantörer som de använde för sina mätsystem, se marknadsandelar för installerade mätare i Figur 3 nedan. ■ 5 4 Ei R2014:05 Uppföljning av timmätarreformen Smarta mätsystem och smarta mätfunktioner, Sweco, 2014 9 mars 2015 29 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Figur 3. Marknadsandelar per kundnivå, leverantörer mätsystemleverantörer Ej med i enkät 11% Nuri Telecom 6% Policom 3% Iskra 3% HM Power 5% Itron inkl. Actaris 8% Övrigt 7% Landis& Gyr 20% Kamstrup, Senea 11% Metrima 7% Echelon 19% Källa: Enkät 2013 i rapporten Smarta mätsystem och smarta mätfunktioner I enkäten från 2013 ställdes frågor om enskilda funktioner, det finns dock en viss osäkerhet om svaren avser att det är mätarna eller mätsystemet som uppfyller funktionen. Det finns också en viss osäkerhet i huruvida elnätsföretaget faktiskt använder funktionen eller om den enbart finns tillgänglig för eventuellt kommande behov. Nedan presenteras utvalda frågor och svar från enkäten: ■ Fråga enkät 2013: ”Vilken energirikting kan hanteras?” Svar: ”Både inmatning och uttag” - ca 41 procent Svar: ”Endast uttag” - ca 59 procent ■ Fråga enkät 2013: ”Finns larmfunktion för avbrott?” Svar: ”Ja” - 72 procent Svar: ”Nej” - 26 procent Svar: ”Vet ej” - 2 procent ■ Fråga enkät 2013: ”Vilka avbrott registreras?” Svar: ”Både korta och långa” - 66 procent Svar: ”Endast långa” - 3 procent Svar: ”Inga avbrott/Vet ej” - 31 procent ■ Fråga enkät 2013: ”Registreras avvikelser från normspänning?” Svar: ”Ja” - 66 procent Svar: ”Nej” - 30 procent Svar: ”Vet ej” - 4 procent 9 mars 2015 29 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem ■ Fråga enkät 2013: ”Finns larm för spänningskvalitet?” Svar: ”Ja” - 44 procent Svar: ”Nej” - 44 procent Svar: ”Vet ej” - 12 procent I enkäten 2013 ställdes en fråga om timvärdesinsamling. Det finns dock osäkerheter kring hur elnätsföretagen tolkade och besvarade frågan. Vi väljer därför att i stället utgå från Ei:s rapport ”Uppföljning av timmätarreformen”6 som enligt ovan angav att drygt en miljon elanvändare har ”frivillig timvärdesinsamling”. ■ 6 Ei R2014:05 Uppföljning av timmätarreformen 9 mars 2015 29 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem 4 Antaganden 4.1 Definition nollscenario Nollscenariot definierar vi som den marknadsutveckling som bedöms ske om funktionskraven inte införs. Det är i förhållande till detta nollscenario som kostnader och nyttor utvärderas. 4.2 Installationstakt kommande mätarbyten Enligt Ei planeras funktionskraven att införas genom en s.k. ”flytande implementering” vilket innebär att funktionskraven gäller för nya mätare som installeras i samband med kommande mätarbyten. Syftet med detta är att i så stor utsträckning som möjligt undvika att mätare byts ut i förtid. Majoriteten av befintliga 5,3 miljoner mätare upp till och med 63 A installerades inför lagkravet om fakturering baserat på faktisk förbrukning som infördes den 1 juli 2009, se Figur 4 nedan. Under de efterföljande åren har mindre volymer mätare installerats. Ett antal av de mätare som installerades inför lagkravet uppvisade kvalitetsbrister vilket medförde att de byttes ut i förtid, detta bedöms ha skett primärt under hösten 2009 samt under 2010. Figur 4 Dagens installationer, klass 1 mätare i tusental 2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 > år 2004 år 2005 år 2006 år 2007 år 2008 år 2009 år 2010 år 2011 år 2012 Källa: Sweco Med ett antagande om en ekonomisk avskrivningstid för befintliga mätare på ca 10 år och en teknisk livslängd på ca 12-15 år (baserat på resonemang i rapporten ”timvärden för nätägare”7 och svar från respondenterna) kommer de befintliga mätarna behöva bytas ut på grund av uppnådd livslängd omkring år 2020. Baserat på svaren från tillfrågade elnätsföretag kommer kommande mätarbyten att påbörjas omkring år 2017 och pågå fram till omkring år 2027. Vissa elnätsföretag har svarat att de inte har planerat för kommande mätarbyten i 7 Timvärden för nätägare, Sweco, 2014 9 mars 2015 29 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem större skala utan att de löpande kommer att göra en bedömning av mätarnas tekniska livslängd och byta ut mätarna efter hand som de inte längre fungerar. För denna analys gör vi dock ett antagande om att samtliga 5,3 miljoner kommer att bytas ut under perioden 2017 till 2027. Installationstakten av nya mätare antas vara högst under åren 2019-2025 med ca 600 000 mätare om året, både före och efter denna period antas installationerna ske med lägre takt, se Figur 5 nedan. Figur 5 Kommande installationer, klass 1 mätare i tusental 700 600 500 400 300 200 100 0 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Källa: Sweco antagande Vi gör även bedömningen att kommunikationsutrustning och insamlingssystem byts ut i motsvarande takt som mätarbytena. När det gäller insamlingssystem finns både möjligheten att befintliga systemen uppgraderas till nya versioner såväl som att gamla system ersätts med nya system. I praktiken kommer sannolikt införande av ny kommunikationsutrustning och nya/uppgraderade system ske punktvis i tiden, till skillnad från nya mätare som löpande installeras över en längre tidsperiod. Detta kan medföra att funktioner i en ny mätare inte går att utnyttja förrän ny kommunikationsutrustning och/eller nytt insamlingssystemen med stöd för funktionerna har installerats. I denna analys bortser vi dock från detta av analystekniska skäl. Vi antar att de nya mätsystemen som installeras under perioden 2017-2027 har en livslängd på 12 år. Detta medför att vi i kostnadsnyttoanalysen räknar med rörliga kostnader och nyttor löper fram till år 2028 för de mätare som installeras 2017 och fram till 2038 för de mätare som installeras 2027. 4.3 Avkastningskrav Avkastningskravet varierar mellan aktörer beroende på vilka risker de möter. Val av avkastningskrav har gjorts i samråd med Energimarknadsinspektionen. Elnätsföretagen verkar på en reglerad marknad med lägre risker än vad som är typiskt på en avreglerad marknad. I enlighet med gällande reglering sätts avkastningskravet för elnätsföretag till 5,2 9 mars 2015 29 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem procent realt8. I beräkningarna har vi även gjort en känslighetsanalys där det reala avkastningskravet för elnätsföretag sätts till 5,5 procent. Elhandlare verkar däremot på en avreglerad marknad med större osäkerheter som följd. Avkastningskravet har därför antagits vara något högre och uppgå till 6 procent realt. För privatpersoner samt statliga myndigheter har ett avkastningskrav motsvarande 2 procent realt antagits. Detta på grund av att dessa aktörer typiskt sett möter lägre risker, samt deras längre tidspreferenser. I Tabell 1 nedan redovisas de antagna avkastningskraven. Tabell 1. Realt avkastningskrav fördelat per aktör, Procent Aktör Kund Elhandelsföretag Elnätsföretag Ei Staten Samhället Realt avkastningskrav 2,0 procent 6,0 procent 5,2 procent 2,0 procent 2,0 procent 2,0 procent Källa: Sweco antagande Metodmässigt diskonteras alla kostnader och nyttor till nuvärde. Nuvärdet är en framtida mängd pengar som har diskonterats till år 2017. Genom att använda nuvärdesmetoden kan en ström av kostnader och intäkter jämföras med varandra. En investering som inträffar under år 3 skiljer sig exempelvis åt mot om samma investering inträffar under år 4. Skillnaden består i avkastningskravet vilket reflekterar det alternativa värdet av investeringen. 8 För den innevarande regleringsperioden har Ei accepterat en WACC på 5,5%, vilket dock bör justeras med hänsyn taget till en förändrad bolagsskatt. Vilken WACC som ska tillämpas är när denna rapport skrivs fortfarande föremål för domstolsprövning. För den kommande regleringsperioden har ännu inte något beslut fattats om nya avkastningsnivåer. Vidare kan nämnas att det strikt sett det inte är avkastningskravet som är reglerat, utan vilken avkastning på kapitalbasen som tillåts. 9 mars 2015 29 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem 5 Preliminära funktionskrav mätsystem 5.1 Funktionskrav 1: Nära realtidsvärden till kund 5.1.1 Beskrivning funktionskrav 1 Ei:s preliminära definition av funktionskravet: ■ Kunden får kostnadsfri tillgång till nära realtidsvärden på förbrukning. Mätaren utrustas med ett öppet, standardiserat gränssnitt som levererar nära realtidsvärden på förbrukning och i förekommande fall produktion. Kunden får tillgång till dessa värden. Ei har inte specificerat tekniska krav på gränssnittet mot kunden utan utgår från att det kommer att etableras en branschstandard utifrån det arbete som nu pågår inom Proaktivt forum9. Proaktivt forum är ett samarbete mellan branschorganisationen Svensk Energi och Elmaterielleverantörerna, forumet ska verka för att skapa en ekonomiskt och tekniskt hållbar mätarlösning. Ett standardiserat kundgränssnitt på mätaren har varit en central del i Proaktivt forums arbete. Eftersom detta kundgränssnitt ännu inte är implementerat finns det i nuläget en osäkerhet kring om och hur gränssnittet kommer att specificeras och därefter implementeras. I denna analys gör vi antagandet att branschen inför kommande mätarinstallationer kommer att ha enats om en standardiserad fysisk port baserat på de principer som Proaktivt forum har föreslagit. Detta innebär en fysisk port på mätaren i vilken kunden kan ansluta extern utrustning för att utläsa mätdata. Mätaren kommer kontinuerligt leverera mätdata enligt en fördefinierad specifikation till porten genom en avfrågningsloop av mätarens register. Detta förlopp medför en kortare fördröjning, från tidpunkten för mätning till dess leverans sker till porten, med upp till några sekunder (därav begreppet ”nära realtid”). Kunden kan då ta del av de mätvärden som mätaren registrerar, exempelvis aktuell mätarställning. Kommunikationen via porten kommer av säkerhetsskäl vara enkelriktad vilket betyder att information enbart ”trycks ut” från mätaren, det finns ingen möjlighet att skicka en signal in till mätaren via porten. Med ett standardiserat kundgränssnitt på mätaren är förhoppningen att det ska skapas en marknad för olika typer av applikationer och produkter som baseras på mätdata via detta gränssnitt. Dagens mätare har en lysdiod som blinkar i takt med förbrukningen.. Idag finns det tekniska lösningar som innebär att ett optiskt öga klistras över dioden och läser av förbrukningen. Det optiska ögat kan sedan skicka informationen vidare till t.ex. en display för visualisering av förbrukningen. Denna funktion påminner därmed mycket om den fysiska portens funktionalitet. Proaktivt forum gör dock bedömningen att avläsning via dioden är en lösning som inte uppfyller tillräckligt hög kvalitetsnivå. Avläsningen bedöms inte vara tillräckligt exakt då det ofta krävs flera samplingar (diodblinkningar) för att beräkna förbrukningen över tid. Det finns även en risk för att det optiska ögat inte uppfattar diodens alla blinkningar. Dioden utgår enbart från aktiv förbrukning och andra mätvärden går inte att läsa ut från dioden. 9 Proaktiv forum elmätare 2012, Svensk Energi 9 mars 2015 29 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem 5.1.2 Merkostnader funktionskrav 1 Nära realtidsvärden till kund Mätare Ca 20-50 kr per mätare Kommunikation Ingen merkostnad Insamlingssystem Ingen merkostnad Arbetstid Ingen merkostnad Aktör Elnätsföretag Frågor ”konsumentkontakt” 8000 – 160 000 kr totalt per år Ei Merkostnader Elnätsföretag De tillfrågade mätsystemsleverantörerna uppskattade merkostnaden för kundgränssnittet, inklusive den fysiska porten, till ca 20-50 kr per mätare. Funktionskravet innebär inga extra systemkostnader, funktionaliteten fungerar utan kommunikation till överliggande system och blir tillgänglig direkt vid installation av mätaren. Funktionaliteten skulle kunna innebära extra kostnader för hantering av frågor för elnätsföretagets kundtjänst. Troligt är dock att merparten av dessa frågor kommer att gå till de leverantörer som säljer utrustning/tjänster som ansluts till porten (vilket elnätsföretaget kommer att kunna hänvisa till). Det är även möjligt att frågeställningar kring mätarställningar till elnätsföretagets kundtjänst minskar då slutkunden har möjlighet att själv se sin aktuella mätarställning och med realtidsinformationen även få en bättre förståelse för sin elanvändning. Det förs en diskussion inom branschen kring integritetsaspekten av att varje mätare har en port som vem som helst kan koppla på en utrustning på och läsa ut mätdata i realtid. Vissa elnätsföretag ser t.ex. en risk för mätare som är installerade i olåsta mätarskåp, trapphus eller liknande. Ett sätt att hantera detta skulle kunna vara att installera någon form av nyckel (fysisk eller digital) som elnätsföretaget enbart tillgängliggör för kunden. Om detta införs skulle det kunna påverka både kostnaden för mätaren och arbetskostnaderna för elnätsföretaget. Detta är dock inte med i Proaktivt forums specifikation och har därför inte tagits med i analysen. Det bör dock noteras att merkostnader kan tillkomma om integritetsaspekten beaktas vid införande av det standardiserade kundgränssnittet. 5.1.3 Kostnadsnyttoanalys funktionskrav 1, beräkning användarfall 1 och 2 I denna analys har vi genomfört beräkningar av två möjliga användarfall där slutkunden drar nytta av funktionskravet. Användarfall 1 innebär att kunden ansluter en extern display till den fysiska porten på mätaren för visualisering av elanvändningen. Användarfall 2 innebär att kunden installerar styrning av utrustning, t.ex. värmepump, baserat på elnätstariffen och effektvärden från mätaren. För användarfall 1 och 2 har vi kvantifierat merkostnader och nyttor samt genomfört kostnadsnyttoberäkning. Vi har även identifierat ytterligare nyttor som beskrivs i kapitel 5.1.4 nedan. Merkostnader för användarfall 1: Visualisering av mätdata ■ Fysisk port (kostnad för elnätsföretaget): En grundförutsättning för funktionaliteten är den fysiska porten som beskrivits ovan, merkostnad 20-50 kr per mätare. (Denna kostnad räknas enbart med i 9 mars 2015 29 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem användarfall 1.) 10 ■ Visualiseringskostnad, inklusive kommunikation till mätaren (kostnad för kunden): Kunden behöver investera i en display samt i en kommunikationsutrustning för överföring av information från den fysiska porten till displayen. Det kommer att behövas olika kommunikationslösningar beroende på var mätaren är placerad. Enligt Proaktivt forum finns det kommunikationslösningar för alla kunder, oavsett mätarplacering. För de mätare som sitter inlåsta i mätarrum har kunden rätt att begära åtkomst till mätaren av elnätsföretaget eller via fastighetsägaren. För mätare som sitter inne i en lägenhet kan det räcka med att displayen kopplas med en sladd direkt till mätaren. Om mätaren sitter i en källare i ett flerbostadshus och kommunikation ska ske till en kund på exempelvis tionde våningen kan man använda kommunikation via fastighetens elnät (t.ex. genom en s.k. ”Home Plug” som idag används för internettrafik över elnätet i en fastighet). Befintliga lösningar med display samt diodavläsning kostar ca 1 000 kr per mätare10. En ”Home Plug” för elnätskommunikation i det lokala elnätet i en fastighet kostar ca 500 kr inklusive moms på marknaden idag. Sannolikt kommer kunden i de flesta fall använda en redan befintlig mobiltelefon eller surfplatta som display för att visualisera mätdata, i dessa fall tillkommer därför ingen merkostnad för displayen utan enbart för kommunikationen mellan mätare och display. På grund av standardiseringen av den fysiska porten är vår bedömning att det kommer att etableras en marknad med en mängd olika typer av lösningar och produkter vilket sannolikt sänker priserna. Mot bakgrund av detta finns det potential för betydligt lägre priser jämfört med idag, för både display och kommunikationsutrustning. I nuläget är det dock svårt att kvantifiera dessa kostnader. I denna analys antar vi att kundens pris för display och kommunikationslösning kommer att vara mellan 200-1 000 kr per mätare. ■ Kostnader för att genomföra energieffektiviseringar (kostnad för kunden): Beteendeförändringar i samband med energieffektiviseringsåtgärder kräver tid. Det kan exempelvis innebära att elanvändaren aktivt stänger av lampor och elektronikvaror i hemmet. För kunden innebär denna tidsåtgång en alternativkostnad eftersom han/hon kunde ha gjort något annat. Vi har antagit att kundens tid värderas till 108 kr per timme (baserat på Trafikverkets uppskattning) samt att tidsåtgången uppgår till 10 minuter per år och elanvändare i referensfallet. Sammantaget innebär detta att elanvändarens kostnad för energieffektivisering antas uppgå till 18 kr per kund och år. ■ Merkostnader för Ei: Ei bedömer att funktionskravet kan innebära en ökad frågemängd till Ei:s funktion ”konsumentkontakt”. Ei bedömer att det kan bli mellan 20-400 tillkommande frågor på grund av funktionskravet, vilket motsvarar en totalkostnad på mellan 8 000160 000 kr per år. Antalet frågor beror sannolikt på antalet kunder som nyttjar funktionen, vilket bedöms öka över åren. I denna analys gör vi dock ett Timvärden för nätägare, Sweco, 2014 9 mars 2015 29 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem förenklande antagande om att denna kostnad är lika stor för alla år. Frågorna förväntas inkomma under samtliga år som de nya mätsystemen installeras (år 2017 till 2027). Nyttor användarfall 1: Visualisering av mätdata ■ Energieffektivisering (nytta för kunden): Genom att hämta mätdata från mätaren via den fysiska porten kan kunden visualisera sin elanvändning på en display i hemmet i nära realtid. Med tillgång till denna detaljerade information om elanvändningen har kunden bättre förutsättningar att genomföra energieffektiviseringar. I rapporten Ei R2010:2211 bedömdes värdet på energibesparingen som möjliggörs genom att en småhuskund med elvärme (och en genomsnittlig elanvändning på 14 000 kWh per år) får tillgång till historisk timvärdesstatisk, till 98 kr per kund och år. I denna beräkning ingick ett antagande om 1 procents energibesparing. Detta baseras dock på ett historiskt elpris, vi har därför justerat denna besparing utifrån dagens elpris. Vidare har inga skatter tagits med. Detta beror på att skatter endast representerar en omfördelning mellan kunder och staten. Kostnadsminskningen (ökad nytta) hos kunderna till följd av en minskad elanvändning innebär en motsvarande intäktsförlust för staten om skatter tas med. I Ei R2010:22 togs vissa skatter med i beräkningen. I Ei R2010:22 gjordes även bedömningen att om man även inkluderar kunder med enbart hushållsel är energibesparingspotentialen ungefär hälften av potentialen för småhus med elvärme. Efter att ha justerat för dessa parameterar gör vi bedömningen att genomsnittlig energibesparing, p.g.a. tillgång till timstatistik, för Sveriges samtliga kunder uppgår till 35 kr per kund och år. Att kunden får tillgång till timvärdeshistorik är en funktionalitet som blir en konsekvens av funktionskrav 5 ”timvärdesregistering och månadsvis insamling”. Förutsatt att funktionskrav 5 med krav på tillgängliggörande införs kommer alla kunder att ha tillgång till sin timvärdeshistorik via ”mina sidor”. Genom funktionskrav 1 och användarfall 1 får kunden dessutom tillgång till realtidsvärden vilket bör skapa en tillkommande nytta i jämförelse med att enbart få tillgång till timvärdeshistorik. Med realtidsvärden har kunden möjlighet att få en direkt respons av elanvändningen när t.ex. ugnen slås på eller datorer slås av. Med realtidsvärden möjliggörs en bättre förståelse kring elanvändningen för enskilda apparater i hemmet, detta är svårare att tolka utifrån timvärdeshistoriken. Dels presenteras timvärdeshistoriken på ”mina sidor” med en viss fördröjning (troligvis någon eller några dagar) p.g.a. elnätsföretagets mätvärdesinsamling. Dels innebär upplösningen per timme en sämre noggrannhet när det gäller att förstå elanvändningen för enskilda apparater i hemmet. Hur stor den tillkommande nyttan med realtidsvärden är, är dock mer osäker. Tidigare studier inom området ”display-feedback” pekar på att man kan uppnå 2-9% minskad förbrukning av hushållsel, i ett pilotprojekt med hyreslägenheter i Göteborg gick det dock inte att Ei R2010:22, Ökat inflytande för kunderna på elmarknaden, Timmätning för elkunder med abonnemang om högst 63 ampere 11 9 mars 2015 29 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem se något samband mellan display-feedback och energibesparing12. Metastudier redovisar en energieffektiviseringspotential mellan 5-15% för de hushåll som får tillgång till realtidsvärden13. Flera av de ingående studierna baseras dock på ett förhållandevis litet urval vilket försvårar ett generaliserande av resultatet. Det kan tänkas att de som har ingått i urvalet är speciellt motiverade att utföra energieffektiviserande åtgärder relativt vad genomsnittet i en större population hade gjort. Vi gör därför ett antagande om att energieffektiviseringen till följd av visualisering uppgår till 5 procent per kund och år i vårt referensfall. Detta motsvarar en energibesparingspotential på 173 kr per kund och år med timvärdesstatistik. I sammanhanget bör det påpekas att flera studier främst har analyserat förändringar av energieffektivisering till följd av visualisering över en kortare tidsperiod. Det är därför möjligt att de beteendeförändringar som krävs för att åstadkomma en energieffektivisering på 5 procent inte håller i sig under en så pass lång period som Sweco analyserar i detta uppdrag (12 år). I de fall kunden har tillgång till både timvärdeshistorik genom funktionskrav 5 och realtidvärden genom funktionskrav 1 och användarfall 1 uppgår energieffektiviseringen till 6 procent vilket antas återspegla det tillkommande värdet med att ha tillgång till realtidsvärden jämfört med bara timvärdeshistorik. ■ CO2-minskning: En minskad elanvändning till följd av en ökad energieffektivisering leder till minskade CO2-utsläpp från elproduktion14. Eftersom energieffektiviseringen inte nödvändigtvis sker under ansträngda timmar på elmarknaden, då spetskapacitet används, har vi antagit att CO2-utsläppen bör baseras på nordisk elmix vilket är lägre än CO2-intensiteten för topplastanläggningar. Då syftet är att skatta de samhällsekonomiska nyttorna av minskade CO2-utsläpp bör dessa värderas utifrån vilka samhälleliga skador de ger upphov till. Enligt Ecofys kan dessa uppskattas till ca 50 Euro/ton15. Vi har i referensfallet utgått från 500 SEK/ton minus dagens CO2-pris som redan är internaliserat i nuvarande elpris. Kostnadsnyttoanalys beräkning Användarfall 1: Visualisering av mätdata ■ Antal mätare: I detta användarfall räknar vi med att den fysiska porten installeras för samtliga 5,3 miljoner mätare enligt installationstakten i kapitel 4.2 ”Installationstakt kommande mätarbyten” under åren 2017-2027. ■ Antal kunder som nyttjar användarfall 1: En utmaning med denna analys är att bedöma hur många kunder som kommer att utnyttja möjlighet att visualisera mätdata via kundporten. Detta beror bland annat Energivisualisering via display, Förändras beteendet när hyresgästerna har möjlighet att följa sin elförbrukning? Rapport Chalmers 2012 13 Sarah Darby, Smart metering: what potential for householder engagement?, Building Research & Information 2010:38 (5), sidan 446. 14 Notera att Sweco inte har räknat med en ”rebound” effekt. 15 Subsidies and cost of EU energy – An interim report, Annex 1-3,2014, sidan 91 12 9 mars 2015 29 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem på teknik- och prisutvecklingen för produkter som kan kommunicera mätdata från den fysiska porten till en display i hemmet. De nuvarande produkterna för visualisering av mätdata via avläsning av diod har mötts av begränsat intresse från kunderna. Ett flertal större energibolag har dock genomfört en kraftfull marknadsföring av diodbaserade produkter vilket troligtvis kan tolkas som att de ser en möjlig affär i dessa typer av produkter. Mot bakgrund av den osäkerhet som råder kring antalet kunder som kommer att utnyttja den fysiska porten för visualisering har vi valt att titta på tre alternativ med stor spridning: 10 000, 100 000 respektive 1 000 000 kunder. Vi antar att dessa kunder börjar nyttja funktionen någon gång under tiden för mätarinstallationerna, år 2017 - 2027. De kunder som får nya mätare får omgående tillgång till den fysiska porten och kan ta del av mätdata. Vår bedömning är dock att kundtillströmningen kommer att vara begränsad i början av mätarinstallationerna. Efterhand som produktutveckling sker bedömer vi att anslutning av kunder kommer att ske i större takt. Vi har i kostnadsnyttoanalysen antagit att kunderna ansluter sig till funktionen i en ökande takt under år 2017 -2027 enligt Figur 6 nedan. Under de första åren är marknaden för displayer och kommunikationsutrustning relativt begränsad eftersom antalet kunder som har mätare med fysisk port kommer att vara relativt få. I takt med att fler mätare med fysisk port installeras hos kunderna växer marknaden vilket bör göra leverantörer intresserade av att utveckla och marknadsföra produkter. Mot slutet av perioden kommer de flesta hushåll i Sverige att ha tillgång till en fysisk port på mätaren och det finns då stor potential för leverantörer att marknadsföra sina produkter i stor skala. Detta bör leda till prisnedgång för produkterna och att allt fler kunder köper produkter för visualisering. Vi antar därför att en stor andel av kunderna tillkommer i slutet av perioden 2017 - 2027. Figur 6. Antagen utvecklingstakt kundanslutning 25% 20% 15% 10% 5% 0% 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Källa: Sweco antagande Tabell 2 nedan anger de variabler med mest påverkan för resultatet i kostnadsnyttoanalysen för användarfall 1, beskrivna i tre olika scenarior – låg, referens samt hög. Notera att ett givet scenario för mätkostnaderna inte nödvändigtvis hänger ihop med motsvarande scenarionamn för antalet displayer. En låg mätarkostnad kan exempelvis kombineras med ett högt antal displayer. 9 mars 2015 29 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Tabell 2. Grundläggande antaganden för användarfall 1 Låg Mätarinvestering Antal kunder som använder visualisering Visualiseringskostnad (display inkl. kommunikation) Källa: Sweco antagande Referens Hög 20 10 000 35 100 000 50 1 000 000 200 300 1000 I Figur 7 nedan redovisas nuvärdet av kostnaderna och nyttorna fördelat per variabel baserat på det s.k.”referensfallet” , dvs. andra kolumnen i Tabell 2 ovan. De beräknade nyttorna är något mindre än kostnaderna och nettonuvärdet uppgår till minus 5 miljoner kr. Den viktigaste kostnadsposten utgörs av kostnaden för den fysiska porten (Mätarinvestering) medan den största nyttoposten utgörs av energieffektivisering. Nuvärde [MSEK] Figur 7 Kostnader och nyttor fördelat per variabel i användarfall 1, Referensfall, MSEK nuvärde år 2017 Nytta Kostnad 0 20 40 60 80 100 120 140 160 Mätarinvestering Visualiseringskostnad Kostnader för energieffektivisering Ökad frågehantering Ei Energieffektivisering CO2-minskning 180 200 Källa: Sweco beräkning I Figur 8 nedan redovisas nuvärdet av kostnaderna och nyttorna fördelat per aktör i referensfallet. Kostnaderna faller primärt på elnätsföretagen medan nyttorna främst uppkommer hos elanvändarna. Ett rimligt antagande skulle dock vara att merkostnader för dyrare mätare i slutändan kommer att falla på kunderna genom att standardkostnaderna för elmätare i regleringen ökar. I beräkningarna har vi dock inte antagit några justeringar av dessa standardkostnader. 9 mars 2015 29 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Figur 8 Kostnader och nyttor fördelat på aktör i användarfall 1, Referensfall, MSEK nuvärde år 2017 Nytta Kostnad 0 20 40 Kund 60 80 100 Elnätsföretag 120 Ei 140 160 180 200 Samhället Källa: Sweco beräkning I syfte att beskriva osäkerheterna i kostnadsnyttokalkylen har ett antal känslighetsfall beräknats genom att variera kostnaderna och nyttorna upp eller ned, se En stor del av kostnaden beror på den fysiska porten som även möjliggör andra nyttor (utöver användarfall 1). 9 mars 2015 29 A report to Energimarknadsinspektionen Figur 9 nedan. Även två sammansatta känslighetsanalyser har gjorts där flera faktorer har ändrats för att beskriva ett hög- och lågscenario. Nettonuvärdet varierar mellan -200 miljoner kr i Sammansatt Låg (höga mätarkostnader, lågt antal displayer, visualiseringskostnader motsvarande ”Komplicerad anläggning” samt låg energieffektivisering motsvarande 2,5 procent per kund och år) till 3125 miljoner kr i Sammansatt Hög då kostnaden för den fysiska porten är låg (20 kr), antalet kunder som väljer att köpa en display är hög (1 miljon), visualiseringskostnaden är låg (200 kr) samt då energieffektiviseringen är hög (10 procent per kund och år). Det kan noteras att känslighetsalternativet där elnätsföretagens reala avkastningskrav höjs från 5,2 till 5,5 procent inte påverkar resultatet i någon större omfattning. Vidare är det viktigt att påpeka att nettonuvärdet i hög grad påverkas av vilka antaganden som görs för energieffektiviseringen (nytta). En stor del av kostnaden beror på den fysiska porten som även möjliggör andra nyttor (utöver användarfall 1). Funktionskrav Mätsystem Figur 9 Nettonuvärde i användaralternativ 1 för olika känslighetsfall, MSEK 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 -500 Referens Nettonuvärde -5 Mätarkostna Mätarkostna der Hög der Låg -64 55 Antalet displayer Hög 1208 Antalet displayer Låg -126 Visualisering Visualisering AvkastningsEnergieffekti Energieffekti Sammansatt Sammansatt skostnader skostnad krav elnät visering Låg visering Hög Låg Hög Låg Hög 5,5% 4 -65 -93 172 -3 -200 3125 Källa: Sweco beräkning 9 mars 2015 31 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Merkostnader för användarfall 2, styrning av kundens utrustning baserat på elnätstariff: ■ Styrapparat (kostnad för kunden): Kunden behöver investera i en styrutrustning till exempelvis sin värmepump. Vi gör bedömningen att detta i praktiken kommer att införas genom att leverantören av värmepumpen kommer att bygga in denna utrustning i sina produkter. Likväl bedömer vi att kostnaden även i sådana fall kommer att tas av kunden i form av ett högre produktpris. Enligt uppgift från värmepumpsleverantören IVT marknadsför de i dagsläget en produkt som mäter effekt på inkommande ledningar och som styr värmepumpen baserat på effekten. Denna utrustning kostar i dagsläget 2 500-3 500 kr inklusive installation. Den mätutrustning som krävs i användarfall 2 kräver ingen egen mätning däremot en kommunikationslösning mellan mätaren och styrutrustningen. Mot bakgrund av detta antar vi att en sådan utrustning i framtiden kan komma att kosta mellan 1 500-2 500 kr inklusive installation. Nyttor för användarfall 2: Styrning baserat på kundens elnätstariff Användarfall 2 innebär att kunden kopplar ihop sin styrutrustning för t.ex. uppvärmning med mätaren via den fysiska porten. Styrningen utgår från en prissignal, vilket exempelvis skulle kunna vara en effektkomponent i kundens elnätstariff. Utrustningen blir i denna form en modern variant på en s.k. effektvakt. Styrutrustningen får löpande effektvärden i nära realtid från mätaren och om effekten går över ett angivet värde skickas en styrsignal till värmepumpsystemet för att minska effekten. För kunden innebär detta en möjlighet till en lägre huvudsäkring eller att ha en lägre abonnerad effekt. ■ ■ Lägre kostnad abonnerad effekt (nytta för kunden): I beräkningen har vi utgått från att de kunder som köper en styrapparat (130 000 kunder i referensfallet) kan sänka sin säkring från 25 till 20 ampere. Utifrån publicerade tariffer från elnätföretagen har denna kostnadssänkning bedömts uppgå till 1000 kr per kund och år exklusive moms. Minskade förluster (nytta för elnätsföretaget): Genom att styra kundens uppvärmningsutrustning (t.ex. värmepump) och därmed jämna ut effekttopparna, kan elnätsföretaget minska sina förluster. Belastningsförlusterna i lokalnätet var 2,74 TWh 201216. I ett examensarbete på KTH17 gjordes beräkningar som visade att om 10 procent av topplasten över ett dygn flyttas till låglasttimmar kan det leda till en sänkning av nätförlusterna med nästan 4 procent. Utifrån antagandet att elpriset uppgår till drygt 37 öre/kWh samt att Energimyndigheten, energieffektiviseringspotentialen för infrastrukturen för gas och el dnr 2012-9091 17 Koliou et al, 2014, Economic Impact of Demand Response on Costs to Distribution System Operators, Examensarbete KTH. 16 9 mars 2015 32 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem andelen elanvändning från småhus som förbrukar över 10 000 kWh/år uppgår till 30 procent av användningen på lågspänningsnätet har de ekonomiska konsekvenserna för elnätsföretagen beräknats. Sammantaget har värdet av minskade förluster för elnätsföretagen bedömts uppgå till ca 10 kr/år och kund som väljer att installera en styrapparat i referensfallet. För elnätsföretagen innebär kundernas minskade nätavgifter ett intäktsbortfall, vår bedömning är att detta bortfall kompenseras av lägre avgifter till överliggande nät samt på lång sikt även genom en möjlighet till lägre dimensionering av elnätet. Möjligheterna till att kompensera för intäktsbortfallet kan variera p.g.a. de lokala förutsättningarna för respektive elnätsföretag. Även detta användarfall leder till minskade CO2-utsläpp, detta har dock inte kvantifierats inom ramen för denna analys p.g.a. komplexiteten med att beräkna denna besparing. Kostnadsnyttoanalys användarfall 2: Styrning baserat på elnätstariff Detta användarfall har framförallt en potentiell nytta för Sveriges ca 1,3 miljoner småhus med elvärme (detta antal inkluderar även småhus med värmepump)18. Liksom i användarfall 1 är det svårt att bedöma hur många kunder som kan komma att använda funktionen. Genom att kunna säkra ner sin kundanläggning, alternativt använda en lägre effekt (vid effekttariff), har kunden en stor, årlig besparingspotential i form av en lägre elnätsavgift. För att kunna använda funktionen krävs dock en investering i styrutrustning. Dessutom kan kunden eventuellt också uppleva en risk med att lägre säkring inte täcker effektbehovet för kundanläggningen. Antalet kunder som börjar använda funktionen är också beroende av produktutvecklingen på området, om värmepumpstillverkare i stor utsträckning bygger in denna funktionalitet i sina produkter kan det resultera i att betydande mängd kunder börjar använda funktionen. På motsvarande sätt som för användarfall 1 har vi utgått från 3 olika alternativ med stor spridning för antalet kunder som börjar använda funktionen, utav 1,3 miljoner småhus har vi i analysen utgått från 3 alternativ om 65 000, 130 000 respektive 325 000 kunder som investerar i en styrapparat. Vi antar samma utvecklingstakt för kundanslutning som i användarfall 1. I Figur 10 nedan redovisas nuvärdet av kostnaderna och nyttorna fördelat per variabel i referensfallet. De beräknade nyttorna är väsentligt större än kostnaderna och nettonuvärdet uppgår till 989 miljoner kr år 2017. Den viktigaste kostnadsposten utgörs av kostnaden för styrapparaten medan den viktigaste nyttan utgörs av elanvändarens lägre kostnad för abonnerad effekt. Ei R2010:22 Ökat inflytande för kunderna på elmarknaden, Timmätning för elkunder med abonnemang om högst 63 ampere 18 9 mars 2015 33 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Figur 10 Kostnader och nyttor fördelat per variabel i användarfall 2, Referensfall, MSEK nuvärde år 2017 Nytta Kostnad 0 200 400 Kostnad styrapparat 600 800 1000 Lägre kostnad abonnerad effekt 1200 1400 Minskade förluster Källa: Sweco beräkning I Figur 11 nedan redovisas nuvärdet av kostnaderna och nyttorna fördelat per aktör i referensfallet. Kostnaderna liksom nyttorna faller primärt på elanvändarna. Nuvärde [MSEK] Figur 11 Kostnader och nyttor fördelat på aktör i användarfall 2, Referensfall, MSEK nuvärde år 2017 Nytta Kostnad 0 200 400 600 Kund 800 1000 1200 1400 Elnätsföretag Källa: Sweco beräkning I Tabell 3 nedan redovisas de variabler som har störst påverkan på nettonuvärdet för användarfall 2. Notera att ett givet scenario för exempelvis kostnaderna för styrapparat inte nödvändigtvis hänger ihop med motsvarande scenarionamn för antalet kunder. En låg kostnad för styrapparat kan exempelvis kombineras med ett högt antal kunder. 9 mars 2015 34 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Tabell 3 Grundläggande antaganden användarfall 2 Låg Kostnad styrapparat kr/st. Antal kunder som använder styrapparat Minskad kostnad ab. effekt, kr/kund och år 1 500 65 000 Referens 2 000 130 000 500 1 000 Hög 2 500 325 000 1 500 Källa: Sweco antaganden I syfte att beskriva osäkerheterna i kostnadsnyttokalkylen har ett antal känslighetsfall beräknats genom att variera kostnaderna och nyttorna upp eller ned. Även två sammansatta känslighetsanalyser har gjorts där flera faktorer har ändrats för att beskriva ett hög- och lågscenario. Sammantaget visar samtliga känslighetsfall på ett positivt nettonuvärde. Nettonuvärde [MSEK] Figur 12 Nettonuvärde i användaralternativ 2 för olika känslighetsfall, MSEK 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 4118 2473 1591 989 933 1045 989 495 387 165 Nettonuvärde Källa: Sweco beräkningar Kostnadsnyttoanalysen för användarfall 2 visar att nyttorna överstiger kostnaderna i samtliga utvärdera fall. Användarfall 2 baseras dock på att den fysiska porten redan har införts i användarfall 1 5.1.4 Funktionskrav 1, övriga nyttor Utöver användarfall 1 och 2 ovan har vi identifierat ett antal potentiella nyttor som vi beskriver kvalitativt nedan. Styrning av kundens elanvändning, externa prissignaler Genom att använda kundgränssnittet för att hämta mätdata i nära realtid samt att installera styrutrustning för kundens utrustning (t.ex. värmesystem) möjliggörs flera potentiella nyttor 9 mars 2015 35 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem för elsystemet. En förutsättning för dessa nyttor är timavräkning. Nedan följer kortare beskrivning av några möjliga användningsområden: ■ Styrning baserat på spotpriset: I rapporten ”Systemeffekter av timvis mätning”19 summerades information från Ei R2010:22 tillsammans med beräkningar av budstegar från Nord Pool Spot där priskrysset justerades på timbasis med antagen efterfrågeflexibilitet. I rapporten konstaterades följande: ”När det gäller det samhällsekonomiska värdet av kundflexibilitet har Ei räknat med ett årligt värde på ca 750 MSEK vid beräkningsperiodens slut (15 år efter att reformen genomförs). Detta belopp består dels av ett kapacitetsvärde på 540 MSEK för att man kan ersätta reserver i form av produktionsanläggningar (gasturbiner), dels ett värde på drygt 200 MSEK för att flytta laster inom dygnet. I beräkningarna, baserade på budkurvor och med data för prisområde Sverige år 2010, kom man fram till ett samhällsekonomiskt värde på 92 miljoner kronor. Den stora effekten i dessa beräkningar var den rena priseffekten på 3,7 miljarder kronor som kommer hela kundkollektivet tilldels. Vi kunde också visa att efterfrågeflexibilitet kan ha en inte oväsentlig betydelse för att reducera risken för marknadsmakt i samband med prisspikar. Att sätta ett belopp på detta är dock svårt.” Beräkningar på huruvida efterfrågeflexibilitet skulle kunna utnyttjas på reglerkraftmarknaden och kom fram till ett värde av ca 300 MSEK per år. I denna aktuella analys har flera tillfrågade elhandelsföretag påtalat denna möjliga nytta. Vi har även tagit del av information från ett finskt elhandelsföretag. I Finland har timavräkning införts och man har lanserat produkter enligt dessa principer. De nya produkterna har fått positiv respons från kunderna och elhandelsföretagen ser förutsättningar för en relativt snabb marknadsutveckling. Denna typ av styrning utförs idag av bland annat Ngenic20 i Sverige. Även den sk BehovsBo21 modellen bygger på spotprisstyrning. ■ Balansering av elsystemet (reglerkraft) Inom ramen för denna analys har Svenska kraftnät påtalat att en informationskanal via den fysiska porten på mätare sammankopplat med styrning av uppvärmningen skulle kunna möjliggöra framtida tjänster där kunder deltar, via en extern aktör, i balanseringen av systemet. Genom att läsa ut mätdata från mätaren och sedan föra den vidare via kundens internetanslutning möjliggörs en mycket snabbare kommunikationsväg jämfört med den ordinarie mätvärdesinsamlingen till elnätsföretaget. Detta sätt att hantera informationen säkerställer att investerings/besvärs-kostnader bara tas av kunder som fattar ett eget beslut i frågan. Denna typ av tjänst finns i dag utvecklade i Finland och Österrike22. Värt att påpeka är att i Österrike har externa leverantörer skapat denna funktionalitet helt utan inblandning av nätbolag eller nätbolagens mätare. Precis som det i dag finns företag i Sverige som säljer energitjänster (t.ex. nGenic) Systemeffekter av timvis mätning, Sweco, 2011 www.ngenic.se/faq-funktioner-och-teknisk-data 21 www.behovsbo.se 22 Study on the effective integration of Distributed Energy Resources for providing flexibility to the electricity system, Sweco, 2015 19 20 9 mars 2015 36 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem och diodräknare som inte på något sätt är sammankopplade med mätsystemet. Vår bedömning, likväl som flera av de inom projektet intervjuade, är dock att en standardiserad informationskanal skulle underlätta marknadsutvecklingen. 23 ■ Komplement till effektreserven Med tillgänglig realtidsinformation från mätaren, styrutrustning på kundens utrustning (t.ex. värmesystem), timavräkning och kommunikation via kundens internetuppkoppling skulle det vara möjligt att aktivt vara uppdaterad på aktuell användning hos kunderna och därmed också kunna erbjuda förbrukningsreduktion, d.v.s. frigöra effekt. Då skulle avstängning av kunders utrustning kunna gå före mer miljöstörande och dyrare produktionsalternativ. Idag upphandlas förbrukningsreduktion som en del av effektreserven. Den totala effektreserven 2014/2015 är 1500 MW där 626 MW avser förbrukningsreduktion. Med 2 kW möjlig reduktion i en bostad skulle 5 000 bostäder ge 10 MW. Minsta upphandlade andel förbrukningsreduktion är 2014/2015 7 MW. Den faktiska kostnaden för att skapa effektreduktion om det redan finns ett styrsystem för exempelvis bättre inomhuskomfort är uppskattningsvis liten. Den totala kostnaden för effektreserven har de senaste åren kostat ca 130 -150 miljoner kr23. Detta betyder att en reduktion på 10 MW innebär en besparingspotential om ca 1 miljon kr. Respondenterna i denna analys indikerar att finns en tro om att denna typ av komplement till effektreserven är en lösning som kommer att implementeras i framtidens elsystem. ■ Frekvensreglering I dagsläget innebär frekvensreglering en stor kostnad för Svenska kraftnät som reglerar frekvensen genom att köpa produktionsförändringar. En potentiell utveckling i framtiden är att Svenska kraftnät istället styr utrustning i ett större antal hushåll, t.ex. genom att ändra hastigheten i kylskåpens kompressorer. För att uppnå denna funktionalitet är det inte nödvändigt med kundgränssnitt på mätare och inte heller timavräkning. Däremot kan det vara en fördel att använda den kommunikationslösning som införts hos kunderna för styrning mot spotpriset och/eller för balansering av elsystemet eller effektreserven. Genom att uppgradera styrutrustningen för värmesystemet till en utrustning som även kan reglera kompressorn i kylskåpet möjliggörs denna tillkommande nytta med att låta kunderna delta i frekvensregleringen. Dagens system för frekvensregleringen består av flera olika delar (produkter), FCR-N, FCR-D, FRR-A och FRR-M. FRR-A som är den minsta delen kostade ca 10 MEUR 2014 (>250 MW under ca 1200 h/år), men skulle uppskattningsvis kunna kosta upp till 100 MEUR om man använde den fullt ut (600 MW 24 timmar om dygnet). I Sverige idag utgör vattenkraften grunden för frekvensreglering. Med all kunskap som finns tillgänglig idag kommer vattenkraften att fortsätta utgöra grunden för överskådlig framtid. Möjligheten att reglera med vattenkraft är dock väderberoende. Exempelvis sommartid vid tillfällen med produktionsöverskott (ex av vind) är frekvensreglering Information från Svenska kraftnät 9 mars 2015 37 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem med vattenkraft relativt dyrt. Svenska kraftnät tillsammans med de andra Nordiska stamnätsoperatörerna jobbar dock löpande med att bredda basen. I Finland och Österrike finns idag utvecklade tjänster där småkunder deltar. ■ Tidsdifferentierade elnätstariffer Funktionskrav 1 är i sig inte en nödvändighet för styrning på tidsdifferentierade elnätstariffer. Om funktionskrav 1 stimulerar investering i styrningsutrustning i kundanläggningar för styrning baserat på elnätstariff finns dock möjligheter att även använda styrningsfunktionaliteten för att styra på en tidsdifferentierad elnätstariff. En rimlig utveckling att anta är att energitjänsteföretag kommer att sammanlagra så många ekonomiska styrsignaler som möjligt och optimera kundens driftkostnad utifrån de möjligheter som finns tillgängliga. Denna typ av styrning utför idag exempelvis Ngenic. I Ngenics fall bygger grundoptimeringen på optimal värmepumpsdrift och energi/komfortoptimering. I den mån en kund har en tidsdifferentierade nättariff och/eller ett spotpriskopplat kontrakt tas dessa parametrar med i optimeringen. Möjlighet för extern aktör att erbjuda nya tjänster Genom att ta del av mätdata via den fysiska porten kan en extern aktör, t.ex., energitjänsteleverantör eller elhandelsföretag erbjuda tjänster till kunderna. Ett exempel på tjänst skulle kunna vara att ge kunden information om avvikande spänningsnivåer på kundanläggningen. Den externa aktören kan ta del av mätdata via kundens utrustning eller genom att aktören kopplar egen utrustning till den fysiska porten. Om aktören kopplar egen utrustning till porten skulle kommunikation ske via kundens internetanslutning eller med egen kommunikationslösning. Bättre underlag för prognostisering I ett framtida scenario när den fysiska porten finns för en majoritet av Sveriges mätare finns det potential för balansansvariga att koppla upp sig på delar av kundkollektivets mätare med utrustning och kommunikationslösning som antingen hör till kunden eller till den balansansvariga. Genom att samla in mätdata kan den balansansvariga samla in information i nära realtid om elanvändningen för hela, eller åtminstone stora delar av, kundkollektivet. Detta skulle medföra bättre förutsättningar för att prognostisera elanvändningen och därmed skulle elinköp kunna ske med betydligt bättre precision än vad som sker i nuläget. I dag tar det ca 5 dagar innan det finns möjlighet att reagera på fel i avseende prognos för inköp. I detta finns det en stor besparingspotential enligt indikationer från balansansvariga. Ingen av de balansansvariga har kunnat uttala sig om hur stor den ekonomiska potentialen är. Den uppskattning som vi har fått tagit del av pekar på sänkta kostnader upp emot 25 procent. Nytta för Ei Ei beskriver själva att funktionskravet bidrar till att Ei fullföljer sitt uppdrag om att skapa förutsättningar för mer aktiva kunder samtidigt som möjligheterna för bl.a. införande av dynamiska tariffer och en energitjänstemarknad ökar. Mängden frågor kan minska på sikt om 9 mars 2015 38 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem kunderna får mer information om sin elanvändning och kvaliteten på sin elleverans. Funktionskravet kan även öka transparensen på marknaden (incitament för självreglering). 5.1.5 Kostnadsanalys funktionskrav 1, sammanfattande bedömning ■ ■ ■ ■ I det isolerade fallet då elanvändaren endast får tillgång till realtidsnära värden för visualisering (användarfall 1) bedöms nettonuvärdet i referensfallet bli minus 5 miljoner kr. Adderas möjligheten att styra kundanläggning på elnätstariff (användarfall 2) bedöms nettonuvärdet öka till 984 miljoner kr (baserat på referensfallen). Vår bedömning, liksom ett flertal respondenter instämmer i, är att denna typ av funktionalitet skapar marknadsutveckling med stor potential till en förhållandevis låg kostnad, en förutsättning är dock att timavräkning införs. Genom att använda kundgränssnittet för att hämta mätdata i nära realtid samt att installera styrutrustning för kundens värmesystem möjliggörs flera potentiella nyttor för elsystemet. En intressant iakttagelse är tillfrågade elhandelsföretag har varit mycket intresserade av denna funktionalitet och varit tydliga i att det är detta som krävs för att skapa ett utbud av nya produkter. Eventuellt kan merkostnader tillkomma utöver vad som beräknats i denna analys för att hantera integritetsaspekten av den fysiska porten (t.ex. införa nyckellösning). 5.1.6 Koppling till övriga funktionskrav För funktionskrav 1 finns följande kopplingar till övriga funktionskrav: ■ Funktionskrav 3 - Utökad mätdata Genom att kombinera funktionskrav 3 och 1 stärks nyttan med båda funktionskraven då kunden har möjlighet att få ut mer mätdata i den fysiska porten. ■ Funktionskrav 5 - Timregistrering av mätvärden Genom att kombinera funktionskrav 1 och 5 möjliggörs fler produkter för primärt elhandelsföretag och energitjänsteleverantörer 5.2 Funktionskrav 2: Historisk mätdata i mätaren för kunden 5.2.1 Beskrivning funktionskrav 2 Historisk mätdata i mätaren för kunden Ei:s preliminära definition av funktionskravet: ■ Mätdata ska lagras lokalt i minst 35 dagar, dock ej längre än 60 dagar. Kunden ska kunna få tillgång till sina mätdata för de senaste 35 dagarna utan att kontakta nätföretaget. Kunden ska få tillgång till åtminstone lastkurvor med 15minutersintervall och uppgifter om avvikande spänningshändelser (+-10 procent). 9 mars 2015 39 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Funktionskravet innebär att kunden ska kunna få tillgång till sin mätdata för de senaste 35 dagarna utan att kontakta nätföretaget. Kunden skall med andra ord kunna hämta informationen direkt ut ur mätare. Kunden ska få tillgång till åtminstone lastkurvor med 15minutersintervall och uppgifter om avvikande spänningshändelser (+-10 procent). Det ska finnas automatiserade systemfunktioner för radering av lagrade mätdata för att säkerställa integriteten för en kund, d.v.s. vid utflytt av kund ska mätdata raderas (för att nästa kund inte ska kunna se data för föregående kund). Funktionskravet har orsakat ett antal frågeställningar hos respondenterna. Den vanligaste frågan är hur kunden skall få tillgång till informationen. Idag finns nämligen ingen möjlighet för kunden att få åtkomst till mätarens register. Att göra informationen tillgänglig via mätarens display bedömer vi inte vara realistiskt. Den kundport som föreslagits av Proaktivt forum och som utvärderats i funktionskrav 1 är endast enkelriktad av säkerhetsskäl. 5.2.2 Merkostnader funktionskrav 2 Historisk mätdata i mätaren för kunden Den stora kostnaden för funktionskravet bedöms vara att skapa ett gränssnitt mot kunden som möjliggör åtkomst till historisk mätdata i mätaren. Eftersom den fysiska port som definieras i Proaktiv forum är enkelriktad behöver antingen denna definition göras om, alternativt behöver ett nytt gränssnitt skapas för kunden. Bägge fallen bedöms medföra stora merkostnader baserat på svaren från tillfrågade mätsystemleverantörer. Vid behov skulle en utvärdering av andra länders lösningar för denna funktion kunna indikera vilka merkostnader som funktionskravet kan medföra. Detta funktionskrav finns t.ex. i Österike. Det har dock inte varit möjligt inom ramen för denna analys att utvärdera andra länders lösningar. För att säkerställa funktionaliteten med funktionskravet krävs även en viss utveckling för mätsystemleverantörerna för att skapa ett kundanpassat register i mätaren. Hur stor denna utvecklingskostnad blir är beroende av hur funktionskravet specificeras. För att säkerställa att historisk mätdata raderas vid t.ex. flyttar kan medföra ytterligare merkostnader för elnätsföretaget i form av arbetstid. 5.2.3 Nytta funktionskrav 2 Historisk mätdata i mätaren för kunden De tillfrågade respondenterna har svårt att ange direkt nytta med funktionskravet. De menar på att uppgifterna kommer att finnas tillgängliga (i alla fall energi om inget annat krävs) via exempelvis ”mina sidor”. Om funktionskrav 1 införs kommer kunderna själva också att kunna logga tillgänglig data i mätaren, detta gör sannolikt att eventuell nytta med funktionskrav 2 minskar. Dålig spänningskvalitet kan orsaka skador på kundens utrustning. En möjlig nytta med funktionskrav 2 skulle kunna vara att information om avvikande spänningshändelser är tillgänglig för en elektriker vid felsökning av en kundanläggning. För att utreda en sådan situation i dagsläget behöver en elektriker åka ut till kunden och ansluta tredjepartsmätutrustning för att logga spänningen i ett antal dagar/veckor. Om 35 dagars historik av spänningshändelser skulle finnas tillgänglig för elektrikern i kundens mätare skulle det vara möjligt att genomföra spänningsanalysen vid första besöket. Med andra ord skulle 9 mars 2015 40 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem detta spara tid för både kunden och elektrikern. Elsäkerhetsverket bedömer dock att mervärdet är begränsat för denna funktion. Som nämns ovan bör också denna funktion vara möjlig att åstadkomma genom funktionskrav 1. 5.2.4 Kostnadsnyttoanalys funktionskrav 2 Historisk mätdata i mätaren för kunden Merkostnaderna med funktionskravet har inte varit möjliga att kvantifiera i denna analys eftersom det inte är definierat hur kunden ska få direktåtkomst till mätarens register. Vi bedömer dock att denna merkostnad kan bli betydande i och med att den planerade fysiska porten enbart tillåter envägskommunikation från mätaren till kunden. Vår bedömning är att nyttan är begränsad och att kostnaderna för funktionskravet därmed överstiger nyttorna. En alternativ lösning skulle kunna vara att istället ställa krav på att mätdata ska tillgängliggöras på ”mina sidor” påföljande dygn. Detta skulle troligtvis vara en mer kostnadseffektiv lösning som även möjliggör betydlig längre tidsserier samt löser frågeställningen om integritet vid byte av kund på en anläggning. Det finns ytterligare fördelar med att spara informationen centralt istället för ute på mätaren. Om krav även ställdes på exportformat av mätdata från ”mina sidor” skulle det vara möjligt för tredjepartsaktörer att utveckla tjänster som bygger på kundens mätdata. Det skulle också innebära möjlighet för kunder att få olika avtalsförslag utvärderade baserat på historisk elanvändning. En lösning som baseras på ”mina sidor” istället för ett lokalt register i mätaren skulle även underlätta för kunder som inte har enkel tillgång till sin mätare. 5.3 Funktionskrav 3: Utökad mätdata 5.3.1 Beskrivning funktionskrav 3 Utökad mätdata Ei:s preliminära definition av funktionskrav 3: ■ Mätsystemet ska för varje fas registrera spänning, ström, energi samt aktiv och reaktiv effekt i båda riktningarna. Funktionskravet innebär att mätsystemet för varje fas registrerar spänning, ström, energi samt aktiv och reaktiv effekt i båda riktningarna. Kravet specificerar inte hur data ska sparas eller om det ska överföras från mätaren till insamlingssystemet. Ei:s intention är dock att det enbart är mätdata som ska användas som behöver överföras till insamlingssystemet. I kombination med den fysiska porten i funktionskrav 1 kan också mätdata överföras direkt till kund, eller av kunden vald energitjänsteleverantör (via kundens internetuppkoppling). Denna möjlighet gör att behovet av att överföra all mätdata via ordinarie kommunikationslösning för mätvärdesinsamling blir mindre. Det finns även integritetsaspekter kring insamlingen av mätdata eftersom elnätsföretaget inte bör samla in mer data än vad som behövs för att uppfylla avtal mot kund samt lagar och föreskrifter. Således bör inte insamling ske av mätdata som inte används av elnätsföretaget. 9 mars 2015 41 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem 5.3.2 Merkostnader funktionskrav 3 Utökad mätdata Mätare Ca 0-30 kr per mätare Kommunikation Beroende av hur funktionen används Insamlingssystem Beroende av hur funktionen används Arbetstid Beroende av hur funktionen används Frågor ”konsumentkontakt” 4 000 – 80 000 kr totalt per år Aktör Elnätsföretag Ei Merkostnader elnätsföretag Fyra av fem mätsystemleverantörer svarade att de inte ser att funktionskravet medför några merkostnader för mätaren, en mätsystemleverantör uppger en merkostnad på ca 20-30 kr till följd av extra behov av test och verifiering i fabrik p.g.a. att antal register i mätaren ökar i och med funktionskravet. Flera elnätsföretag bedömer dock att mätaren kommer att bli dyrare med detta funktionskrav. Mot bakgrund av detta antar vi att funktionskravet medför en merkostnad om 0-30 kr per mätare. En andel av de befintliga mätarna har mätning av dessa storheter redan idag, det saknas dock uppgifter kring hur stor denna andel är. Enligt rapporten ”Smarta mätsystem och smarta mätfunktioner” 24 angav elnätsföretagen i en enkät genomförd 2013 att 66 procent av befintliga mätare registrerar avvikelser från normspänning och att knappt 60 procent mäter både inmatning och uttag (elanvändning och elproduktion). Vissa av de mätare som mäter elproduktion mäter också aktiv och reaktiv effekt, s.k. fyrkvadrantsmätning, det saknas dock underlag kring stor andel av befintliga mätare som kan hantera fyrkvadrantsmätning. Med en möjlig kommande utbyggnad av mikroproduktion och en vilja hos elnätsföretagen att använda mätarna till mer än bara insamling av mätdata för fakturering bedömer vi att det är sannolikt att andelen mätare som uppfyller detta funktionskrav kommer att öka vid kommande mätarinstallation. För att kunna göra en uppskattning av kostnaderna antar vi att 5 - 40 procent av mätarna inte kommer ha denna funktionalitet i en kommande marknadsutveckling enligt nollscenariot. För dessa mätare tillkommer således merkostnader vid ett införande av detta funktionskrav. I enkätsvaren poängterar respondenterna vikten av att specificera hur mätning ska ske av spänning, ström och effekt. Är det medelvärden under en viss tidsperiod, momentanvärde vid avläsningstidpunkterna eller max/minvärde under en viss tidsperiod som avses? Upplösning och noggrannhet för mätdata behöver också specificeras. Befintliga fyrkvadrantsmätare mäter i många fall t.ex. spänningsavvikelser och mätsystemleverantörerna har svarat att de uppfyller detta krav med de mätare som nu marknadsförs. Ett antal elnätsföretag poängterar dock att befintliga mätare enbart är krönta för att mäta energi. Att t.ex. certifiera och verifiera mätarna för spänningsmätning kan leda till merkostnader. Vi utgår i denna analys från att de mätare som mätsystemleverantörerna idag marknadsför är tillräckliga för att uppfylla detta funktionskrav. Om skärpta krav ställs kan det tillkomma merkostnader. 24 Smarta mätsystem och smarta mätfunktioner, Sweco, 2014 9 mars 2015 42 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem När det gäller kostnader för kommunikation, insamlingssystem och arbetstid har många elnätsföretag svarat att de ser omfattande kostnadsökningar om mätdata från samtliga register löpande ska samlas in till insamlingssystemet. Som nämns i beskrivningen av funktionskravet ovan är dock detta inte fallet, istället bedömer vi att kravet kommer att innebära att mätdata vid behov kommer hämtas hem till elnätsföretaget. T.ex. kan ett scenario vara att elnätsföretaget inför en investering i elnätet samlar in extra mätdata under en begränsad period från de kundanläggningar som ligger i den delen av elnätet i vilken investeringen ska göras. Utifrån detta resonemang bedömer vi att kostnaderna för kommunikation, insamlingssystem och arbetstid beror på hur elnätsföretagen väljer att använda denna utökade mätdata. Vi har inte möjlighet att beakta detta i analysen och tar därför inte upp några merkostnader för detta. I praktiken kan det dock tillkomma merkostnader baserat på hur funktionen används. Merkostnader Ei Ei bedömer att funktionskravet kan innebära en ökad frågemängd till Ei:s funktion ”konsumentkontakt”. Ei bedömer att det kan bli mellan 10-200 tillkommande frågor på grund av funktionskravet, vilket motsvarar en kostnad på mellan 4 000-80 000 kr per år. Frågorna förväntas inkomma under samtliga år som de nya mätsystemen installeras (år 2017 till 2027). 5.3.3 Nytta funktionskrav 3 Utökad mätdata Nyttor, beskrivning Mätaren förberedd för mikroproduktion Ekonomisk nytta Ej behov av förtida mätarbyte Aktör Elnätsföretag Ei Möjlighet för kund att få mer mätdata via fysisk port Möjlig ny marknad för externa aktörer Kund Energitjänsteleverantör Elhandelsbolag Identifiera kunder med sned fasbeslastning Möjlighet att gå ner i abonnerad effekt Slutkund Identifiera felkopplade mätare Minskade förluster Elnätsföretag Löpande information till driftavdelning Effektivisering av den dagliga driften av elnätet Elnätsföretag Identifiera och åtgärda kunder med stor andel reaktiv effekt Minskade investeringar i elnätet p.g.a. möjlighet till lägre dimensionering, minskade förluster, möjlighet att ta betalt för reaktiv för kunder med effekttariff Elnätsföretag Mätaren förberedd för mikroproduktion Som nämndes ovan angav elnätsföretagen 2013 att knappt 60 procent av mätarna i Sverige mäter både inmatning och uttag (elanvändning och elproduktion). För de 40 procent av mätarna som idag inte klarar mätning av produktion kommer elnätsföretaget vara tvunget att 9 mars 2015 43 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem byta mätare till en som hanterar produktion om en kund bestämmer sig för att installera mikroproduktion, t.ex. solceller. Detta innebär kostnader i form av ett förtida mätarbyte. Värdet av denna nytta beror på installationstakten av mikroproduktion i Sverige under kommande år. Detta beror i sin tur på politiska beslut och i vilken mån mikroproduktion av förnybar el kommer att subventioneras. I Elforskrapporten ”Framtida krav på elnäten” 25 analyserades ett framtidsscenario som tagits fram av North European Power Perspectives (NEPP). I detta scenario betydande andel av kärnkraften i Sverige avvecklats till år 2037, och el från förnybara källor som vind, biomassa och sol hade ökat kraftigt. I Elforskrapporten antogs utifrån NEPP’s scenario att solel skulle stå för 14,5 TWh årlig elproduktion i Sverige år 2037. För att uppnå detta skulle bl.a. 45 procent av Sveriges alla småhus behöva installera solceller. Detta motsvarar drygt 900 000 svenska småhus för vilka förtida mätarbyte undviks för elnätsföretaget om deras elmätare redan från början kan hantera produktion. Förtida mätarbyte genererar kostnader. Om elnätsföretagen exempelvis skulle behöva genomföra 10 000 förtida mätarbyten p.g.a. att kunderna installerar mikroproduktion på kundanläggningar vars mätare inte hanterar produktion skulle detta kunna resultera i tillkommande investeringar på ca 10 miljoner kr26. Genom att redan från början installera mätare som kan hantera produktion undviks denna tillkommande kostnad. Även om den faktiska installationstakten blir lägre än i detta scenario kan det vara klokt att mätarna är förberedda så att inte de ”står i vägen” för en framtida utbyggnad av mikroproduktion i Sverige. Ett exempel på elnätsföretag som bl.a. av detta skäl väljer att byta till mätare som mäter produktion för att vara förberedda på att kunderna småskalig solenergi är Öresundskraft: ”Vi ser framför oss att många i framtiden kommer att ha elproduktion lokalt och då kommer det att strömma effekt både in och ut ur husen och det behöver vi ha kontroll på” kommenterar Öresundskraft i en artikel i Helsingborgs Dagblad 27. För en kund som funderar på att installera mikroproduktion är det en fördel med att redan ha en mätare på plats som klarar mätning av produktion. Även om det är elnätsbolaget som står för ett eventuellt mätarbyte så undviks den praktiska hanteringen för kunden som ett mätarbyte innebär. För kunden bör därmed tröskeln för att ta beslut om att installera mikroproduktion bli något lägre. Sannolikheten för att en kund installerar mikroproduktion är sannolikt större för kundtypen småhus än t.ex. lägenheter. Nytta med att mätaren är förberedd för mikroproduktion är därför sannolikt större för småhus än för lägenheter. Ett införande av funktionskravet innebär också att Ei fullföljer sitt uppdrag genom att skapa bättre förutsättningar för mikroproduktion Elforsk rapport 14:26 Framtida krav på elnäten Antaganden: kostnad mätare inkl installation 2 000 kr, avskrivningstid 10 år, förtida mätarbyte sker i snitt efter 5 år med restvärde om 1 000 kr 27 Artikel Helsingborgs Dagblad, 16 februari 2015, Ny typ av elmätare öppnar för småskalig solenergi 25 26 9 mars 2015 44 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Möjlighet för kund att få mer mätdata via fysisk port Om funktionskraver kombineras med funktionskrav 1, vilket möjliggör för kunden att erhålla nära realtidsvärden från mätaren, skapas en utökad nytta. Kunden har då möjlighet att erhålla mer mätdata via den fysiska porten, t.ex. spänningsvärden eller mätning av produktion. Förutom denna kundnytta skapas också en potential för energitjänsteleverantörer som genom att koppla upp sig på kundens mätare löpande kan registrera mätvärden och presentera det som är av intresse för kunden på ett lättillgängligt sätt – t.ex. skicka ett meddelande vid spänningsavvikelser. En standardiserad lösning skulle även möjligöra för elektriker att enklare logga eventuella misstänkta spänningsproblem i en kundanläggning. Identifiera kunder med sned fasbelastning Genom att mätningen sker per fas finns det en möjlighet att identifiera kunder med sned fasbelastning. Vid stor skillnad i belastning per fas skulle en justering av kundens belastning per fas kunna möjliggöra för kunden att byta till en lägre abonnerad effekt. Om exempelvis 2 000 kunder identifieras med sned fasbelastning och om detta innebär att hälften av dessa kunder skulle kunna gå ned till en lägre säkringsstorlek efter att ha korrigerat fasbelastningen skulle detta kunna resultera i ca 1 Mkr lägre årliga kostnader för kunderna (baserat på en kunds besparing för en lägre säkringsstorlek är 1 000 kr per år (samma antaganden som antagits avseende funktionskrav 1, användarfall 2). Identifiera felkopplade mätare Genom att analysera förhållandet mellan produktion och elanvändning kan elnätsföretaget identifiera felkopplade mätare (en eller flera faser är fasvända och mätaren därmed mäter ”produktion” istället för elanvändning). Ett av de tillfrågade elnätsföretagen hade gjort omfattande besparingar genom att identifiera och åtgärda ett antal kundanläggningar med denna typ av felkoppling. Utslaget på elnätsföretagets samtliga kundanläggningar med mätning av produktion bedömdes besparingen vara ca 10 kr per mätare (baserat på de år som mätarna suttit felkopplade). Denna besparing är av engångskaraktär – när en felkopplad mätare identifierats och åtgärdats tillkommer ingen ytterligare nytta. Sannolikt finns det möjligheter till att identifiera ytterligare felkopplade kundanläggningar bland de som inte har mätning av produktion i dagsläget, det är dock svårt att bedöma om det finns samma potential som i exemplet ovan. I dag är det ca 40 procent av mätarna som idag inte mäter produktion skulle göra detta finns det potential att identifiera ytterligare felkopplade mätare. Om samma situation råder för samtliga nätbolag som i exemplet ovan skulle detta kunna leda till besparingar om 18 miljoner kr (1,8 miljoner kundanläggningar med besparingspotential 10 kr) Löpande information till driftavdelning Genom att ha möjlighet att hämta hem mätdata kring t.ex. aktuell spänning från uttagspunkterna i lågspänningsnätet skulle driftavdelningen på ett elnätsföretag få betydligt mer information om driftläget i elnätet jämfört med den information de har att tillgå i dagsläget. Detta gör bl.a. att driftavdelningen kan arbeta mer proaktivt genom att identifiera spänningsavvikelser i nätet och sätta in åtgärder innan kunden blivit varse om problemen. Denna nytta förstärks ytterligare med korta svarstider för enskilda avfrågningar till mätare (funktionskrav 4) enligt en tillfrågad elnätsägare. 9 mars 2015 45 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Solpaneler utgör i dagsläget en liten del av elproduktionen i Sverige, men om utvecklingen fortsätter åt samma håll som under de senaste åren är det troligt att det blir ett allt vanligare inslag för elnätsföretag att ta hänsyn till. Intermittent produktion innebär en ojämn belastning på nätet och gör att det kan skapas höga effekttoppar och ojämn spänningsnivå. Detta kan avhjälpas genom att använda högupplöst mätdata för både produktion och konsumtion för att kunna förutse belastningstoppar. Viktigt att notera är dock att mätningen i sig inte ger någon avhjälpande effekt om elnätsföretaget inte vidtar andra åtgärder utifrån detta 28. Mätning av reaktiv effekt Andelen reaktiv effekt i elnätet ökar i takt med att kunderna börjar använda modern utrustning som orsakar mer reaktiv effekt än traditionell utrustning. Exempel på utrustning som orsakar stor andel reaktiv effekt är lågenergilampor, LED-lampor, induktionshällar och värmepumpar. Ett av de tillfrågade elnätsföretagen har tagit upp följande fördelar med att mäta reaktiv effekt för kunder upp till och med 63 A: ■ ■ ■ För kunder med effekttariff har elnätsföretaget möjlighet att ta betalt för reaktiv effekt (vanligtvis sker detta om den reaktiva delen av effekten överstiger 50 procent), för att kunna göra detta krävs mätning av reaktiv effekt i uttagspunkten Det blir möjligt att identifiera kunder med hög reaktiv effekt, vid behov kan kompensationsutrustning installeras för dessa uttagspunkter (antingen av elnätsföretaget eller av kunden). Vanligtvis installeras kompensationsutrustning för reaktiv effekt vid större kunder, t.ex. industrier. Ett tillfrågat elnätsföretag svarar dock att de har utvärderat mindre modeller av kompensationsutrustning som skulle kunna vara lämplig för kunder under 63 A. Genom att identifiera, åtgärda och därmed minska andelen reaktiv effekt i elnäten blir konsekvensen att även förlusterna minskar i elnätet. Det frilägger också kapacitet för mer aktiv effekt vilket kan leda till att elnätsföretaget kan dimensionera elnätet för lägre kapacitet. 2012 var belastningsförlusterna ca 2,8 TWh i de svenska lokalnäten. Enligt Swecos bedömning beror ca 10-15 procent av förlusterna på reaktiveffekt. Om den reaktiva delen skulle minska med 10 procent skulle det innebära ca 10 miljoner kr i minskade förlustkostnader (2,8 TWh*10%*10%*400 SEK/MWh). Minskad reaktiv effekt skapar också en bättre spänningskvalitet i nätet. Det är tydligt att det finns många potentiella nyttor med att mäta reaktiv effekt i nätet, det är däremot inte lika självklart att det finns ett värde med att mäta reaktiv effekt för samtliga hushållskunder. Troligtvis är t.ex. småhus med värmepumpar av större intresse än lägenheter. 5.3.4 Kostnadsnyttoanalys funktionskrav 3 Utökad mätdata ■ Det finns ett antal nyttor med funktionskravet för ett antal olika aktörer, samtliga nyttor har dock varit svåra att kvantifiera inom ramen för denna analys. De Elmätarens roll i framtidens elnät, Examensarbete Uppsala universitet, Persson och Svanberg 2014 28 9 mars 2015 46 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem ■ exempel som nämnts ovan visar dock att det finns ekonomisk potential för ett antal av dessa nyttor. Merkostnaden för mätarna är osäker då mätsystemleverantörerna inte angett en merkostnad men elnätsföretagen gjort det. Om detta funktionskrav införs för samtliga mätare kommer troligtvis merkostnaden per mätare minska på grund av elnätsföretagen kan pressa priserna med större beställningsvolymer av samma mätarmodell. Baserat på den information vi tagit del av bedömer vi att merkostnaden per mätare är ca 0-30 kr. Baserat på de antaganden om installationstakt, avkastningskrav m.m. som beskrivits i kapitel 4 ”Antaganden” erhålls nuvärdet för år 2017 för investeringen ”merkostnad mätare” med funktionen utökad mätdata enligt Figur 13 nedan. Nuvärdet är som lägst 0 kr och som högst 48 miljoner kr. Figur 13 Nuvärde investering merkostnad mätare med funktion utökad mätdata, MSEK år 2017 Merkostnad mätare Andel mätare 30 kr 15 kr 0 kr 40 procent 48 24 0 20 procent 24 12 0 5 procent Källa: Sweco beräkning 6 3 0 ■ ■ I kombination med funktionskrav 1, en fysisk port som möjliggör för kunden, eller av kunden vald energitjänsteleverantör att ta del av realtidsdata, ökar nyttan med funktionskrav 3. Här finns det potential för applikationer och produkter som ännu är svår att överblicka, genom att tillgängliggöra utökad mätdata genom kundgränssnittet på mätaren möjliggörs framtida utveckling av nya applikationer och produkter, även sådana som idag kan vara okända. Sammantaget bedömer vi att det finns potential för att nyttorna kommer att överstiga kostnaderna med funktionskrav 3. Värdet på den sammantagna nyttan är beroende av kundtyp, troligtvis är nyttan större för småhus än för lägenheter. Vid behov bör ytterligare utvärderingar av nyttorna göras på en mer detaljerad nivå än vad som varit möjligt inom ramen för denna analys. 5.3.5 Koppling till övriga funktionskrav För funktionskrav 3 finns följande kopplingar till övriga funktionskrav: ■ Funktionskrav 1 - Kunden får kostnadsfri tillgång till nära realtidsvärden på förbrukning. Genom att kombinera funktionskrav 3 och 1 stärks nyttan med båda funktionskraven då kunden har möjlighet att få ut mer mätdata i den fysiska porten. ■ Funktionskrav 4 - Mätsystemet ska tillåta fjärravläsning och möjliggöra en fördröjning på enskilda avfrågningar på högst 2 minuter. 9 mars 2015 47 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Genom att kombinera funktionskrav 3 och 4 har elnätsföretaget möjlighet att hämta mer mätdata med enskilda avfrågningar med kort svarstid. 5.4 Funktionskrav 4: Fjärravläsning 5.4.1 Beskrivning funktionskrav 4 Fjärravläsning Ei preliminära definition av funktionskravet: ■ Mätsystemet ska tillåta fjärravläsning. Nätägaren kan fjärravläsa både schemalagt och genom enskilda avfrågningar. Alla registrerade data ska kunna fjärravläsas. Mätsystemets kommunikation ska möjliggöra en fördröjning på enskilda avfrågningar på högst 2 minuter. 5.4.2 Merkostnader funktionskrav 4 Fjärravläsning Mätare Ingen merkostnad Kommunikation För vissa kommunikationslösningar kan det tillkomma kostnader Insamlingssystem För vissa elnätsföretag kan det tillkomma kostnader Arbetstid För vissa elnätsföretag kan det tillkomma kostnader Aktör Elnätsföretag Samtliga mätsystemleverantörer svarar att mätarna kan hantera denna funktion utan merkostnad. När det gäller kommunikation, insamlingssystem och arbetstider svarar mätsystemleverantörerna att framtida system, såväl telekommunicerande system som radio och PLC, klarar detta i teorin. Däremot svarar både mätsystemleverantörerna och elnätsföretagen att tidsaspekten i kravet ”en fördröjning på enskilda avfrågningar på högst 2 minuter” i praktiken kan medföra stora kostnader om det införs utan möjlighet till undantag för avvikelser. Mätsystemen är i dagsläget dimensionerade och uppsatta för att hantera den löpande mätvärdesinsamlingen så effektivt som möjligt. Det finns plats över för enskilda avfrågningar, och ofta fungerar det med svarstider inom 2 minuter. Det är dock inte svårare att garantera att samtliga enskilda avfrågningar ska besvaras inom 2 minuter. Lokala tekniska förutsättningar för elnätsföretagen varierar men troligtvis innebär kravet att många elnätsföretag behöver förstärka kommunikationslösningar, insamlingssystem och arbetsrutiner för att säkerställa att detta krav kan uppfyllas. Lokal yttre påverkan kan också medföra att kravet inte uppfylls under vissa tider under dygnet, t.ex. för PLC där elnätsstörningar, impedansförhållanden etc. kan variera över dygnet. Om kravet ställs enligt nuvarande formulering kan det också innebära att elnätsföretagen behöver ställa högre krav på sina leverantörer av kommunikationslösning och/eller mätvärdesinsamling. För att leverantörerna ska kunna säkerställa att de inte utsätts för en för stor risk kommer troligtvis en dyrare och mer överdimensionerad lösning att erbjudas. Ingen respondent har kunnat kvantifiera hur stora merkostnader som detta funktionskrav kan medföra. Det beror i stor utsträckning på lokala förutsättningar för respektive elnätsföretag och hur väl kommunikationen går att optimera för de mätsystem som används. 9 mars 2015 48 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem 5.4.3 Tillkommande nyttor funktionskrav 4 Fjärravläsning Nyttor, beskrivning Snabbare kundtjänsthantering Snabbare kundtjänsthantering vid en framtida elhandlarcentrisk modell Snabbare kundtjänsthantering Bättre information till driftavdelning kring pågående händelser i elnätet Snabbare åtgärd av pågående händelser i elnätet Ekonomisk nytta Nöjd kund, effektivare arbetssätt Nöjd kund, effektivare arbetssätt Aktör Elnätsföretag Nöjd kund Kund Nöjd kund, effektivare arbetssätt Elnätsföretag Nöjd kund Kund Elhandelsbolag Snabbare kundtjänsthantering Med funktionskravet skapas förutsättningar för exempelvis kundtjänsten att kunna genomföra en fjärravläsning av en mätare i samband med ett kundärende via telefon och få svar från mätaren under pågående telefonsamtal. Detta gäller i första hand elnätsföretagens kundtjänst men vid en kommande elhandlarcentrisk marknadsmodell kan även elhandelsbolagens kundtjänst dra nytta av snabbare svarstider från mätaren. Som en konsekvens av detta uppstår även en nytta hos kunden som kan få en snabbare och mer korrekt hantering av sitt ärende. Värdet på denna nytta beror på hur många av kundtjänstens ärenden som rör mätarrelaterade frågor och som skulle vara behjälpta av att direktavfråga mätarna. Därför ställdes följdfrågor till två elnätsföretag om förekomsten av denna typ av ärenden. Båda elnätsföretagen svarade att antalet mätarrelaterade frågor har gått ner avsevärt sedan installationen av fjärravlästa mätare, i ett av fallen med så mycket som 90 procent. För detta elnätsföretag handlade enbart ca 0,3 procent av ärendena till kundtjänst om mätarställningen. Det förekommer utöver detta en del fakturafrågor som rör kundens förbrukning – i dessa fall går kundtjänsten ofta in och tittar på historisk förbrukningsstatistik och med denna hantering löser kundtjänsten de flesta ärenden. Enbart ett fåtal kundärenden går vidare till utredning. Detta indikerar att nyttan av denna funktionalitet sannolikt är begränsad. Hantering av avvikelser i elnätet När det gäller mer akuta kundärenden med t.ex. spänningsfall i elnätet finns det ett värde i att elnätsföretagets driftavdelning kan detektera avvikande spänning ”momentant” för att kunna vara proaktiv och åtgärda fel, helst redan innan kunderna blir varse om felen. Detta är till nytta för både elnätsföretag och kund. 5.4.4 Kostnadsnyttoanalys funktionskrav 4 Fjärravläsning ■ Merkostnaderna p.g.a. funktionskravets krav på svarstid inom 2 minuter är svåra att kvantifiera vilket till stor del beror på de lokala förutsättningarna för respektive 9 mars 2015 49 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem ■ ■ elnätsföretag. De tillfrågade elnätsföretagen och mätsystemleverantörerna har informerat om att funktionskravet kan medföra stora merkostnader, ingen respondent hade dock möjlighet att kvantifiera merkostnaderna. För att ändå få en uppfattning om storleksordningen på kostnader för kommunikation etc så kan nämnas att i Energimarknadsinspektionens rapport R2010:22 så uppskattades kostnaderna till 350 miljoner kr i centrala system och ytterligare 100 miljoner kr i koncentratorer. De uppskattade investeringen avsåg övergång till timmätning. Med ett antagande om att det skulle krävas en ytterligare investering på 20 procent för att nå ett mål på 2 minuters svarstid skulle det innebära investeringar på ca 90 miljoner kr. Denna uppskattning är inte underbyggd med några beräkningar utan ska endast ses som ett exempel på möjligt behov av investeringar för att klara kravet. Det har identifierats vissa nyttor med detta krav, bedömningen är dock att nyttorna med att kunna avfråga mätaren med en svarstid om 2 minuter inte är betydande. Indikationer från de elnätsföretag som tillfrågats är att mätar- och förbrukningsfrågor än mindre vanliga nu jämfört med tidigare då kunderna fakturerades schablonmässigt för en uppskattad förbrukning. Nyttan för elnätsföretagets driftavdelning är svår att bedöma eftersom denna funktionalitet inte används i någon större omfattning idag, vår bedömning är att funktionen skulle vara värdefull även vid något längre avfrågningstider än 2 minuter. Utifrån den aktuella definitionen av kravet om att varje avfrågning ska besvaras inom 2 minuter är vår bedömning att kostnaderna överstiger nyttorna. Om kravet skulle specificeras med en mindre strikt formulering kring svarstiden skulle troligtvis kostnaderna minska avsevärt och kostnadsnyttoanalysen skulle kunna ge ett annat resultat. Vid behov rekommenderas en separat studie för att kvantifiera kostnaderna och nyttorna med detta krav. 5.4.5 Koppling till övriga funktionskrav För funktionskrav 4 finns följande koppling till övriga funktionskrav: ■ Funktionskrav 3 - Mätsystemet ska för varje fas registrera spänning, ström, energi samt aktiv och reaktiv effekt i båda riktningarna. Genom att kombinera funktionskrav 3 och 4 har elnätsföretaget möjlighet att hämta mer mätdata med enskilda avfrågningar med kort svarstid. 5.5 Funktionskrav 5: Timregistrering av mätvärden 5.5.1 Beskrivning funktionskrav 5 Timregistrering av mätvärden Ei:s preliminära definition av funktionskravet: ■ Mätsystemet ska registrera mätvärden med en registreringfrekvens på högst 60 minuter och kunna ställas om till en registreringsfrekvens på minst 15 minuter. Mätvärden ska kunna överföras till nätföretaget senast kl 09:00 dagen efter driftsdygnet. Detta funktionskrav innebär att mätsystemet ska hantera mätvärden med en registreringsfrekvens på högst 60 minuter med månadsvis insamling. När det gäller 9 mars 2015 50 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem registrering av 15 minutersvärden är bakgrunden bland annat att ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators) för en diskussion på EU-nivå om att i framtiden införa 15 minutersavräkning. Funktionskrav 5 innebär därför också att mätsystemet ska vara förberett för ett framtida möjligt skärpt krav på 15 minuters registrering och insamling till kl 09 dagen efter leveransdygnet, inte att dessa krav ska införas i nuläget. Detta krav harmoniserar med de krav som är ställda i Norge. Om ett skärpt krav föreslås i framtiden kommer en separat kostnadsnyttoanalys att genomföras för införandet av detta. Genom att proaktivt ställa högre krav på mätsystemet undviks en situation där elnätsföretag i framtiden behöver byta elmätare i förtid p.g.a. skärpta krav (t.ex. som dagens situation när elnätsföretag i vissa fall är tvungna att genomföra förtida mätarbyten för att kunna timmäta kunder). 5.5.2 Merkostnader funktionskrav 5 Timregistrering av mätvärden Mätare Ingen merkostnad Kommunikation Rörlig merkostnad 0,54 kr /mätare och år Insamlingssystem Investering 50 kr /mätare och år Arbetstid Rörlig merkostnad 84 kr /mätare och år Aktör Elnätsföretag Rörliga merkostnader: Energieffektivisering (ökad tidsåtgång) 18 kr/kund och år Kund Investering 23 kr /mätare Sökkostnad 10 kr/mätare och år Frågor ”konsumentkontakt” 8000 – 163 000 kr totalt per år Ei Merkostnader elnätsföretag Enligt Ei:s rapport ”Uppföljning av timmätarreformen”29 från 2014 anges att drygt 20 procent av Sveriges uttagspunkter mäts på timme på eget initiativ, detta motsvarar ca 1 miljoner mätare. För att uppfylla funktionskrav 5 innebär det att resterande 4,3 miljoner mätare ska går från månadsvis/dygnsvis registrering till timvisregistrering med månadsvis insamling 30. Enligt mätsystemleverantörerna innebär detta inte någon merkostnad för nya mätare, inte heller ett skärpt krav på registrering av 15 minutersvärden innebär någon merkostnad för nya Ei R2014:05 Uppföljning av timmätarreformen Enligt vår bedömning är det relativ vanligt att elnätsföretag självmant har gått över till insamling av timvärden. I praktiken kan det vara mer än 1 miljon mätare som har timvärdesinsamling i dagsläget. Enligt våra uppskattningar skulle det nu i själva verket kunna röra sig om uppemot 2 miljoner mätare, det finns dock ingen aktuell undersökning som kan bekräfta detta. 29 30 9 mars 2015 51 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem mätare. Däremot tillkommer kommunikationskostnader för att hantera den ökade datamängden vid insamlingen. En avstämning med telekommunikationsleverantören Maingate31 gjordes för att uppskatta denna merkostnad. Vi utgick från ett exempel med en koncentrator som har 30 st. underliggande mätare. Koncentratorn kommunicerar med datatrafik via mobilnätet in till insamlingssystemet. Datamängden för månadsvärden bedömdes vara 0,5 MB per månad. När insamlingen går från månadsvärden till timvärden bedöms datamängden för insamling öka med ca 60 procent, en ökning med 0,3 MB per månad till 0,8 MB. Med en datatrafikskostnad på 4,50 kr per MB enligt Telias prislista 32 medför detta en ökad kostnad med 54 öre per år. Utöver den löpande kommunikationskostnaden krävs också investeringar i kommunikationsutrustning i form av fler koncentratorer (primärt de system som kommunicerar via radio och PLC). I Ei:s rapport ”Ei R2010:22 Timmätning för elkunder med abonnemang om högst 63 A” gjorde bedömningen att behovet av investeringar i nya koncentratorer uppgår till ca 100 miljoner kr vid övergång till insamling av timvärden. Detta motsvarar en merkostnad med 23 kr/mätare för 4,3 miljoner mätare. Enligt de tillfrågade mätsystemleverantörerna klarar insamlingssystemen funktionsmässigt funktionskravet för såväl timregistrering som ett möjligt skärpt krav på 15-minuters registrering. Den ökade datamängden medför dock behov av utökad datakapacitet vad gäller kommunikationsserverar, databaser etc. I Ei:s rapport Ei R2010:22 bedömdes kostnader för systemuppdateringar (inklusive datakapacitetsökning för kommunikationsserverar, databaser etc.) vid övergång till timvärdesinsamling till 50-150 kr per mätare. I Ei R2010:22 utgick man från befintliga insamlingssystem behövde uppgraderas, i vår analys utgår vi dock från att insamlingssystemen kommer att vara nya eller att befintliga insamlingssystem redan har uppgraderas till motsvarande funktionalitet som nya. Mot bakgrund av detta antar vi ett investeringsbehov för ökad datakapacitet för kommunikationsserverar, databaser etc. till 50 kr per mätare (den lägsta kostnadsuppskattningen i spannet 50-150 kr). Rapport Ei R2010:22 utgick också från att elnätsföretagens behov av löpande system- och fältarbete ökade p.g.a. övergång till timvärdesinsamling. Enligt rapporten tillkom en löpande kostnad på 125 kr per mätare och år, i denna kostnad ingick även aktiviteter för at hantera timavräkning vilket inte behövs i funktionskrav 5 eftersom det där enbart ingår månadsvis insamling av mätvärden. I rapporten ”Timvärden för nätägare” 33 utgick man därför från att merkostnaderna för drift och underhåll är 84 kr per mätare och år. Vid ett eventuellt kommande skärpt krav på 15 minuters registrering kommer den ökande mängden mätdata innebära behov av ytterligare investeringar och ökade löpande kostnader för dataöverföring och arbete. Som nämndes ovan kommer i så fall en separat kostnadsnyttoanalys genomföras för detta. När det gäller behovet av koncentratorer gör vi bedömningen att även dessa kommer att behöva förstärkas vid en eventuell övergång till 15 minuters registrering, i vilken omfattning beror i stor utsträckning på de lokala Intervju M2M Maingate 2015-02-19 www.telia.se (Telia M2M Telematik, prislista) 33 Timvärden för nätägare, Sweco, 2014 31 32 9 mars 2015 52 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem förutsättningarna för kostnadsnyttoanalys. respektive nätbolag. Även detta bör därför beaktas i en Ytterligare en synpunkt som inkommit via respondenterna i denna analys är att krav på tidsnoggrannheten för mätningen bör ses över om kravet skärps till 15 minuters registrering. Vid ett eventuellt kommande skärpt krav på insamling till kl 09 dagen efter leveransdygnet har ett antal av de tillfrågade elnätsföretagen tagit upp att detta kan innebära omfattande merkostnader. I vilken omfattning kostnaderna i så fall kommer att öka beror på hur kravet specificeras. Ett strikt krav om 100 procent insamlade mätvärden till kl 09 orsakar sannolikt höga merkostnader, medan ett mindre strikt krav medför något lägre merkostnader t.ex. 98 procent insamlade mätvärden till kl 09 och 100 procent vid ett senare klockslag. Merkostnader kund Beteendeförändringar i samband med energieffektiviseringsåtgärder kräver tid. Det kan exempelvis innebära att kunden aktivt stänger av lampor och elektronikvaror i hemmet. För kunden innebär denna tidsåtgång en alternativkostnad eftersom han/hon kunde ha gjort något annat. Vi har antagit att kundens tid även här värderas till 108 kr per timme samt att tidsåtgången uppgår till 10 minuter per år och elanvändare. Sammantaget innebär detta att kundens kostnad för energieffektivisering antas uppgå till 18 kr/år och kund. För att kunden ska kunna ta del av timstatistik via t.ex. ”mina sidor” på internet behöver kunden logga in på en hemsida och söka upp sin timstatistik. Denna sökkostnad har antagits uppgå till 10 kr per mätare och år. Merkostnader Ei Ei bedömer att funktionskravet kan innebära en ökad frågemängd till Ei:s funktion ”konsumentkontakt”. Ei bedömer att det kan bli mellan 20-400 tillkommande frågor på grund av funktionskravet, vilket motsvarar en kostnad på mellan 8 000-160 000 kr per år. Antalet frågor beror sannolikt på antalet kunder som nyttjar funktionen vilket bedöms öka över åren. I denna analys gör vi dock ett förenklande antagande om att denna kostnad är lika stor för alla år. Frågorna förväntas inkomma under samtliga år som de nya mätsystemen installeras (år 2017 till 2027). 5.5.3 Funktionskrav 5, kvantifierbar nytta Här beskrivs de kvantifierbara nyttor som vi använder som indata i beräkningen av nettonuvärdet för funktionskrav 5. I kapitel 5.4.55.5.5 nedan beskrivs ytterligare nyttor som inte varit möjliga att kvantifiera. Nytta kund ■ Energieffektivisering Genom att timstatistik tillgängliggörs via t.ex. ”mina sidor” på internet har kunderna möjlighet att få en bättre förståelse för sin elanvändning och införa energieffektiviserande åtgärder för att minska den. Vi bedömer att nyttan uppgår 9 mars 2015 53 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem till 35 kr per kund och år för de kunder som genomför energieffektiviseringar. Detta baseras på ett antagande om 1 procent energieffektivisering per år och kund till följd av timregistrering av mätvärden. (Se även ”Nyttor användarfall 1: Visualisering av mätdata” i beskrivning av funktionskrav 1 ovan.) Nytta elnätsföretag ■ Effektivare arbetssätt Genom att ha timupplösning på elanvändningen i hela nätet möjliggörs underlag för att dimensionera och optimera elnätet på ett bättre sätt än idag. Med ett sådant underlag kan elnätsföretaget t.ex. analysera när effekttoppar inträffar i elnätet 34. Livslängden på ett elnät är lång, nätplanering sker ofta uppemot 50 år framåt i tiden, vilket gör det svårt att förutse hur hög belastning det kommer vara på nätet även om elnätsföretaget har tillgång till timupplösning för elanvändningen. Ofta är kostnaden för ledningen eller kabeln i sig inte så hög jämfört med kostnaden för att gräva och installera den, vilket gör att nätägaren hellre överdimensionerar istället för att riskera att behöva installera en ny kabel om det visar sig att den första var otillräcklig35. I Ei R2010:22 uppskattades nyttan för elnätsföretaget till 15 kr per mätpunkt och år – i detta ingår bl.a. att tillgång till timvärden underlättar för kundtjänstens och driftavdelningens arbete. Nytta samhället ■ CO2-minskning: En minskad elanvändning till följd av en ökad energieffektivisering leder till minskade CO2-utsläpp från elproduktion. Samma metodologi och källor har använts i denna beräkning som för motsvarande beräkning i funktionskrav 1, användarfall 1. 5.5.4 Kostnadsnyttoanalys funktionskrav 5 Timregistrering av mätvärden I Figur 14 nedan redovisas kostnaderna och nyttorna i referensfallet fördelat per variabel för funktionskrav 5. Sammantaget överstiger kostnaderna nyttorna och nettonuvärdet uppgår till minus 2 212 miljoner kr år 2017. Den största kostnadsposten utgörs av elnätsföretagens rörliga arbetskostnad vilken uppgår till ca 2 500 miljoner kr i nuvärde. Elmätarens roll i framtidens elnät, Examensarbete Uppsala universitet, Persson och Svanberg, 2014 35 Elforsk 13:98 Dimensioning of smart power grids for the future 34 9 mars 2015 54 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Figur 14 Kostnader och nyttor fördelat per variabel för funktionskrav 5, Referensfall, MSEK nuvärde år 2017 Nytta Kostnad 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 Investering insamlingssystem Investering kommunikation Rörlig kommunikationskostnad Rörlig arbetskostnad Kostnader för energieffektivisering Energieffektivisering Effektivare arbetssätt Sökkostnader Ökad frågehantering Ei CO2-minskning 3500 Källa: Sweco beräkningar I Figur 15 nedan redovisas nuvärdet av kostnaderna och nyttorna fördelat per aktör i referensfallet. Kostnaderna faller primärt på elnätsföretagen p.g.a. ökade rörliga arbetskostnader medan nyttorna främst uppkommer hos elanvändarna och elnätsföretagen. Figur 15 Kostnader och nyttor fördelat på aktör för funktionskrav 5, Referensfall, MSEK nuvärde år 2017 Nytta Kostnad 0 500 1000 Kund 1500 Elnätsföretag 2000 Ei 2500 3000 3500 Samhället Källa: Sweco beräkningar I Tabell 4 nedan anges de merkostnader som har störst påverkan på nettonuvärdet för funktionskrav 5. Notera att ett givet scenario för exempelvis arbetskostnaderna inte nödvändigtvis hänger ihop med motsvarande scenarionamn för antalet kunder som nyttjar timvärdesstatistiken. En låg arbetskostnad kan exempelvis kombineras med ett högt antal kunder som nyttjar timvärdesstatistiken. 9 mars 2015 55 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Tabell 4 merkostnader med störst påverkan på nettonuvärdet för funktionskrav 5 Låg Arbetskostnad, kr/ mätare och år Antalet kunder som nyttjar timvärdesstatistiken (5, 20, 60procent) Källa: Sweco antagande Referens 50 215 000 84 860 000 Hög 120 2 580 000 I syfte att beskriva osäkerheterna i kostnadsnyttokalkylen har ett antal känslighetsfall beräknats genom att variera kostnaderna och nyttorna upp eller ned. Sammantaget visar samtliga känslighetsfall på ett negativt nettonuvärde. Detta redovisas i Figur 16 nedan. Eftersom det råder en viss osäkerhet kring hur många uttagspunkter som i dagsläget mäts på timbasis har ett känslighetsfall konstruerats där vi utgår från att det är 2 miljoner istället för 1 miljon uttagspunkter som i dagsläget mäts per timme. För att uppfylla funktionskrav 5 krävs det därmed att resterande 3,3 miljoner mätare ska gå från månadsvis/dygnsvis registrering till timregistrering med månadsvis insamling. Detta känslighetsfall benämns ”Antal mätare 3,3 miljoner”. I känslighetsfallet antas vidare att arbetskostnaden är låg dvs 50 kr/mätare och år på grund av en mer utvecklad marknad. Den mest optimistiska kombinationen av dessa krav ”Sammansatt hög” ger nettonuvärde år 2017 på minus 668 miljoner kr, den minst optimistiska kombinationen av dessa krav ”Sammansatt låg” ger ett nettonuvärde år 2017 på minus 3 344 miljoner kr. Figur 16 Nettonuvärde för funktionskrav 5 i olika känslighetsfall, MSEK år 2017 0 -500 -1000 -1500 -2000 -2500 -3000 -3500 -4000 Antal Arbetsk Arbetsk Antalet Antalet Referen mätare ostnad ostnad kunder kunder s 3,3 Hög Låg Hög Låg miljoner Nettonuvärde -2213 -3280 -1205 -2044 -2277 -837 Avkastn ings- Samma Samma krav nsatt nsatt elnät Låg Hög 5,5% -2149 -3344 -668 Källa: Sweco beräkningar 5.5.5 Funktionskrav 5, ej kvantifierbara nyttor Utöver de nyttor som tagits med i beräkningen ovan har följande ej kvantifierbara nyttor identifierats. Timregistrering möjliggör timavräkning Genom funktionskrav 5 skapas förutsättningar i mätsystemet för registrering och insamling av timvärden, detta möjliggör också ett framtida införande av timavräkning. Flera av de 9 mars 2015 56 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem tillfrågade elhandelsföretagen i denna analys framhåller att timavräkning är en förutsättning för flera möjliga produkter på elmarknaden, exempelvis efterfrågeflexibilitet. I rapporten Ei R2010:22 analyserades de ekonomiska effekterna av att timdebitera elanvändare upp till och med 63 A. Resultatet gav att det för timdebitering av samtliga kunder blev ett negativt resultat. Beräkningar utfördes även med förutsättningarna att enbart timdebitera kunder med en årlig elanvändning som överstiger 8 000 kWh. Ett pessimistiskt beräkningsscenario gav nettonuvärdet minus 500 miljoner för månadsvis timavräkning och minus 2,8 miljarder för dygnsvis timavräkning. Ett optimistiskt beräkningsscenario gav nettonuvärdet 3,9 miljoner för månadsvis timavräkning och 1,5 miljarder för dygnsvis timavräkning. Det kostnadsdrivande momentet i beräkningarna var tidpunkten för vidaretransport av kvalitetssäkrad data från nätägaren till övriga aktörer. Väl värt att nämna är att teknikutvecklingen har varit kvalitetshöjande avseende kommunikation för mätvärdesinsamling. Enligt uppgift från två finska energibolag som intervjuats inom ramen för denna analys har det faktiska utfallet i Finland blivit att i princip alla kunder timavräknas, även om det inte är krav. Detta för att elnätsföretagen funnit det mer kostnadseffektivt att hantera alla kunder i ett och samma system. Dagens system, när det är upp till elnätsföretaget att välja avräkningsform, har skapat otydliga förutsättningarna på marknaden. Detta har bland annat lett till elhandelföretag inte aktivt marknadsför timavtal. Detta visar på att det framöver är viktigt att ställa krav som tydliggör marknadsförutsättningarna. Mätsystem förberett för europeisk harmonisering vid ev krav på 15 min värden och dygnsvis avräkning Vissa respondenter ser en poäng med en harmonisering med övriga europeiska elmarknader, i övrigt är man tveksam till nyttan med både 15 minutervärden och insamlingen till kl 09 dagen efter leveransdygnet. Om krav utifrån ett europeiskt perspektiv skulle ställas på 15 minutersavräkning och mätarna inte skulle vara förberedda så skulle det handla om mycket stora investeringar och kostnader för förtida byta. Bara investeringskostnaden skulle vara på ca 9 miljarder SEK vid en kostnad på ca 1500 kr per mätare. Utöver dessa kostnader så skulle det tillkomma kostnader för förtida byten. Nytta för Ei För Ei är nyttan med funktionskravet att det bidrar till att genomföra Ei:s uppdrag i form av en mer effektiv marknad. Funktionskravet ger också ökade möjligheterna för bl.a. införande av dynamiska tariffer och en energitjänstemarknad. 5.5.6 Kostnadsanalys funktionskrav 5, sammanfattande bedömning ■ ■ Kostnadsnyttoanalysen visar tydligt negativt resultat för timregistrering av mätvärden med månadsvis insamling, det är framförallt elnätsföretagens löpande kostnader för mätvärdesinsamling enligt tidigare rapporter som drar ner kalkylen Det är möjligt att de senaste årens teknikutveckling för kommunikation och insamling kan ha ändrat förutsättningarna så att kostnaderna för 9 mars 2015 57 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem ■ timvärdesregistrering och insamling i praktiken är lägre idag. T.ex. visar erfarenheter från Finland på att nätägare har valt att timavräkna hela nätområden eftersom det har visat sig vara kostnadseffektivare. Vid behov bör de faktiska kostnaderna för timvärdesregistrering och insamling undersökas mer detaljerat än vad som varit möjligt inom ramen för denna analys. Nyttan med funktionskravet bedöms inte komma förrän timavräkning införs, då finns stora möjligheter med exempelvis efterfrågeflexibilitet, denna nytta förstärks i kombination med funktionskrav 1 5.5.7 Koppling till övriga funktionskrav För funktionskrav 5 finns följande kopplingar till övriga funktionskrav: ■ Funktionskrav 1 – Nära realtidsvärden till kund Genom att kombinera funktionskrav 1 och 5 möjliggörs en marknadsutveckling av nya produkter från primärt elhandelsföretag och energitjänsteleverantörer 5.6 Funktionskrav 6: Avbrottsregistrering 5.6.1 Beskrivning funktionskrav 6 Ei:s preliminära definition av funktionskrav 6: ■ Mätsystemet ska kunna registrera början och slut på avbrott. Vid avbrott ska mätsystemet kunna registrera och spara uppgifter om tidpunkt för början och slut på ett avbrott i en eller flera faser. Avbrott avser både korta avbrott (0.1 sek-3 min) samt långa avbrott (över 3 min) Dessa uppgifter bör kunna skickas till nätföretaget direkt när strömmen är tillbaka. Ei har även förtydligat att kravet inte innebär att avbrottsinformationen inte måste skickas till elnätsföretaget direkt när strömmen är tillbaka. Däremot ska informationen kunna skickas till elnätsföretaget vid behov. 5.6.2 Merkostnader funktionskrav 6 Mätare Ingen merkostnad Kommunikation Beroende av hur funktionen används Insamlingssystem Beroende av hur funktionen används Arbetstid Beroende av hur funktionen används Aktör Elnätsföretag Frågor ”konsumentkontakt” 8 000 – 163 000 kr totalt per år Ei Merkostnader elnätsföretag Enligt de tillfrågade mätsystemleverantörerna medför inte funktionen några merkostnader för mätarna eller insamlingssystemen. Grundfunktionaliteten i detta funktionskrav innebär att mätarna registrerar både långa och korta avbrott. Värt att notera är dock att mätarna har en 9 mars 2015 58 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem viss uppstartstid efter ett avbrott vilket kan påverka registreringen av multipla avbrott som infaller med kort mellanrum. Beroende på hur funktionen används, med avseende på om och hur ofta avbrottsinformationen hämtas hem från mätarna, tillkommer kostnader för t.ex. kommunikation och arbetstid för elnätsföretaget. Om avbrottsinformationen ska överföras till överliggande system kan det även tillkomma integrationskostnader. I denna analys utvärderar vi dock enbart grundfunktionaliteten, merkostnader på grund av användandet av funktionen tas inte upp. Funktionalitet för avbrottsregistrering finns redan i många av befintliga mätare. Enligt rapporten ”Smarta mätsystem och smarta mätfunktioner” 36 svarade elnätsföretagen i en enkät från 2013 att 69 procent av mätarna registrerar avbrott, varav 66 procent registrerar både korta och långa avbrott och 3 procent enbart långa avbrott. I nuläget används dock inte funktionen fullt ut p.g.a. att elnätsföretagen inte kan lita på avbrottsinformationen är korrekt. Detta beror på att huvudbrytaren för vissa kundanläggningar är monterad innan mätaren vilket innebär att mätaren registrerar avbrott om kunden själv bryter kundanläggningen. I samband med t.ex. avbrottsersättningsärenden behöver därför avbrotten kontrolleras högre upp i nätet. I vissa fall används avbrottsinformationen från mätarna som ett kompletterande underlag till övrig driftsinformation i samband med avbrottsersättning. En konsekvens av att mätaren blir spänningslös då kunden själv bryter sin anläggning är att även kommunikationen för mätvärdesinsamlingen slutar att fungera. Detta orsakar ofta ett felavhjälpningsärende för elnätsföretaget för att undersöka varför kommunikationen slutat att fungera. För att undvika denna hantering har många elnätsföretag byggt om dessa kundanläggningar så att mätaren förblir spänningssatt även då kunden bryter strömmen. Mot bakgrund av detta antar vi att elnätsföretagen kommer att genomföra omkoppling av kvarvarande kundanläggningar av denna typ vid kommande mätarbyten för att säkerställa kommunikationen. Eftersom denna åtgärd i första hand bedöms vara relaterad till den löpande mätvärdesinsamlingen tas inte kostnaden för merarbetet med omkoppling av kundanläggning upp i denna kostnadsnyttoanalys. Som en konsekvens av denna åtgärd bedömer vi dock att avbrottsregistreringen kommer att vara betydligt mer tillförlitlig efter kommande mätarbyten jämfört med dagens situation. Merkostnader Ei Ei bedömer att funktionskravet kan innebära en ökad frågemängd till Ei:s funktion ”konsumentkontakt”. Ei bedömer att det kan bli mellan 20-400 tillkommande frågor på grund av funktionskravet, vilket motsvarar en kostnad på mellan 8 000-160 000 kr per år. Frågorna förväntas inkomma under samtliga år som de nya mätsystemen installeras (år 2017 till 2027). 36 Smarta mätsystem och smarta mätfunktioner, Sweco, 2014 9 mars 2015 59 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem 5.6.3 Nytta funktionskrav 6, avbrottsregistrering Nyttor, beskrivning Bättre underlag för avbrottsersättning Ekonomisk nytta Effektivare arbetssätt Aktör Elnätsföretag Korrekt avbrottsersättning Ersättning för avbrott Kund Underlag för avbrottsrapportering Effektivare arbetssätt Elnätsföretag Korrekt avbrottsrapportering Möjlighet att göra en korrekt värdering av de svenska elnäten Lägre kostnader för Ei Samhället Förenkling och förbättring av Ei:s förutsättningar för att genomföra tillsyn Ei Bättre underlag för avbrottsersättning Kunderna har rätt till avbrottsersättning från elnätsföretaget för avbrott som är längre än 12 timmar. Utan avbrottsinformation i mätarna behöver elnätsföretagen, baserat på avbrottsinformation högre upp i nätet, analysera vilka kunder som kan ha varit drabbade av avbrottet. Genom att ha tillgång till avbrottsinformationen direkt i mätarna behöver elnätsföretagen inte genomföra analysen och sparar därför arbetstid. Enligt ett tillfrågat elnätsföretag baseras avbrottsersättning till kunden på när elnätsföretaget får kännedom om avbrottet. Enligt Ei kan reglerna eventuellt komma förändras till att avbrottsersättning ska baseras på när avbrottet faktiskt startade, detta är dock inte beslutat ännu. En sådan förändring skulle medföra att nyttan med funktionskravet skulle bli större jämfört med nuvarande situation eftersom elnätsföretaget har tillgång till starttiden för avbrottet i mätaren. Korrekt avbrottsersättning Utan avbrottsinformation i mätaren utgår avbrottsersättning som nämndes ovan från elnätsföretagets analyser av avbrott i elnätet, här finns det en risk att elnätsföretagen missar enskilda kunder. Om avbrottsregistreringen utgår från faktiska avbrott registrerade av mätaren i uttagspunkten innebär det att denna risk elimineras och att samtliga kunder erhåller korrekt avbrottsersättning. Underlag för avbrottsrapportering Elnätsföretaget är skyldigt att rapportera både korta och långa avbrott på kundnivå. Avbrottsersättningsärenden genomförs genom att elnätsföretaget, baserat på information om avbrott i elnätet, analyserar vilka kunder som varit påverkade av avbrottet. Om avbrottsinformationen istället finns i mätarna skulle elnätsföretagen spara arbetstid. 9 mars 2015 60 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Korrekt avbrottsrapportering Genom att använda avbrottsinformation från mätaren har elnätsföretagen möjlighet att rapportera en sammanställning av samtliga faktiskt inträffade avbrott i nätet. Antalet avbrott kan ses som indikator på hur robust ett elnät är och vilka behov av förstärkningar som finns i elnätet. Att detta synliggörs kan ses som en samhällsnytta eftersom det då är lättare att bedöma det faktiska värdet av elnätet och vilka behov som finns för tillkommande investeringar. Nyttor för Ei Enligt Ei medför funktionskravet att det blir det enklare att genomföra tillsyn (förkortar Ei:s handläggningstid), ger högre kvalitet i tillsynen och gör det lättare för Ei att sammanställa info från nätägare än idag. Funktionskravet bidrar också till att Ei kan genomföra sitt uppdrag genom att öka transparensen och informationen till kunden (när kunden får detaljerad info om avbrott han eller hon drabbas av) och därigenom öka kundmakten. 5.6.4 Kostnadsnyttoanalys funktionskrav 6 ■ ■ ■ Att uppfylla grundfunktionaliteten i detta funktionskrav (att mätarna registrerar korta och långa avbrott samt att denna information kan skickas till elnätsföretaget) innebär inga merkostnader enligt mätsystemleverantörerna. Mätarna kan dock ha en viss uppstartstid efter ett avbrott vilket kan påverka registreringen av multipla avbrott som infaller med kort mellanrum. Eftersom mätarna registrerar korta och långa avbrott i uttagspunkterna finns förutsättningar för att elnätsföretagen kan spara tid i arbetet med att ta fram underlag för avbrottsersättning och avbrottsrapportering. I Sverige skedde ca 12,5 miljoner korta- och långa avbrott på kundnivå år 2013. För elnätsföretagen innebär rapporteringen av dessa avbrott ett omfattande arbete, genom att kunna hämta underlag för av dessa avbrott från mätarna istället för att analysera avbrottshändelser högre upp i nätet bör en det finnas potential för besparing av arbetstiden hos elnätsföretagen. Det förenklar och förbättrar också Ei:s förutsättningar för att genomföra tillsyn. En förutsättning för att nyttan med funktionskravet ska nå full potential är att kundanläggningarna kopplas om så att mätaren är spänningssatt även om kunden bryter anläggningen, detta antas i denna analys ske vid kommande mätarbyten p.g.a. kommunikationstekniska skäl för att säkerställa mätvärdesinsamlingen 5.6.5 Koppling till övriga funktionskrav För funktionskrav 6 har vi identifierat följande kopplingar till de andra funktionskraven: ■ Funktionskrav 7.1 - Mätsystemet ska kunna skicka larm från mätaren till nätföretaget, larm ska skickas vid avbrott Både funktionskrav 6 och 7.1 handlar om avbrott på kundanläggningen, de båda funktionskraven innebär dock två olika funktioner. Funktionskrav 6 innebär att avbrottets start och slut ska registreras. Funktionskrav 7.1 innebär att ett larm ska 9 mars 2015 61 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem skickas till elnätsföretaget när avbrottet inträffar. 5.7 Funktionskrav 7.1 Avbrottslarm 5.7.1 Beskrivning funktionskrav 7.1 Avbrottslarm Ei:s preliminära definition av funktionskravet: ■ Mätsystemet ska kunna skicka mätarlarm till nätföretaget. Larm ska skickas vid avbrott. Mätsystemet ska också kunna signalera att anläggningen är spänningssatt igen. För enskilda larm ska mätsystemet möjliggöra en fördröjning på högst 2 minuter. Funktionen avbrottslarm innebär att mätaren skickar ett larm till insamlingssystemet när ett avbrott inträffar. Ibland används den engelska termen ”last gasp” för detta larm. Funktionen innebär att elnätsföretaget snabbare får information om när ett avbrott inträffar. Utan detta avbrottslarm får elnätsföretaget vanligtvis information om avbrottet först när kunden ringer för att anmäla att strömmen är borta. I funktionskravet ingår också ett larm som signalerar att anläggningen är spänningssatt igen efter ett avbrott, detta kallas ibland för ”first breath”. Beroende på vilken kommunikationstyp som används finns det olika lösningar för att hantera funktionen. För radio- och P2P-kommunikation krävs att mätaren kan lagra tillräckligt mycket energi efter att den blivit strömlös för att dels kunna skicka avbrottslarmet till insamlingssystemet, dels få ett svarsmeddelande med bekräftelse på att insamlingssystemet tagit emot larmet. För PLC-kommunikation finns det en typ av lösning som innebär att koncentratorn kan registrera att en mätare upphört skicka sin signal på elnätet och på så sätt identifiera ett avbrott. För samtliga kommunikationstyper finns det en potentiell risk med att kommunikationslänken från mätaren till insamlingssystemet också kan vara påverkat av strömavbrottet. Detta kan lösas med energibackup på kommunikationsutrustning i fält, men vid omfattande avbrott kan detta eventuellt medföra att vissa avbrottslarm från ett kundkollektiv inte kan levereras till elnätsföretaget. 5.7.2 Merkostnader funktionskrav 7.1 Avbrottslarm Mätare Kondensator ca 0-40 kr/mätare Kommunikation Uppskattad merkostnad 0,02 kr /mätare och år. Svarstid 2 minuter kan medföra stora kostnader Insamlingssystem Ingen merkostnad. Svarstid 2 minuter kan medföra stora kostnader Arbetsrutiner Uppskattad merkostnad 0,12 kr/mätare och år för systemhantering av larm. Aktör Elnätsföretag Svarstid 2 minuter kan medföra stora kostnader. 9 mars 2015 62 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Merkostnad elnätsföretag Som funktionskravet är skrivet innebär det att enskilda avbrottslarm ska levereras inom 2 minuter. För avbrott som berör flera kundanläggningar finns dock inget tidskrav. På motsvarande sätt som för funktionskrav 4 klarar mätsystemen detta tidskrav i teorin men i praktiken kan det innebära behov av omfattande investeringar för att säkerställa att samtliga enskilda larm levereras inom 2 minuter. Omfattningen av dessa investeringar beror mycket på de lokala förutsättningarna för respektive elnätsföretag. Ett antal elnätsföretag och mätsystemleverantörer har informerat att ett krav för enskilda larm på 2 minuter kan medföra omfattande merkostnader för kommunikation, insamlingssystem och arbetsrutiner. Vår bedömning är dock att detta krav primärt syftar till att ge information kring avbrott som berör fler kundanläggningar, vi baserar därför kostnadsnyttoanalysen på dessa större avbrott. Om kravet införs enligt nuvarande definition kan det dock medföra ytterligare merkostnader p.g.a. tidskravet på 2 minuter. Som nämndes ovan finns det olika lösningar för att hantera avbrottslarm beroende på vilken kommunikationstyp som används. För radio och P2P krävs en lokal energibackup i mätaren, vanligtvis en kondensator eller ett batteri. Detta tillägg till mätaren är det som primärt bidrar till merkostnader med detta funktionskrav. För PLC krävs inte energibackup i mätarna men eftersom vi i dagsläget inte vet hur fördelningen kommer att se ut mellan olika kommunikationstyper i kommande mätarinstallationer utgår vi i denna kostnadsuppskattning från att samtliga mätare kommer att behöva utrustas med en lokal energibackup. Kondensatorn bedöms ofta vara det mest kostnadseffektiva alternativet eftersom att den har längre livslängd än ett batteri37. Enligt de tillfrågade mätsystemleverantörerna är kostnaden för en kondensator mellan 0-40 kr per mätare. Enligt rapporten Smarta mätsystem och smarta mätfunktioner 38 svarade elnätsföretagen i en enkät år 2013 att 72 procent av mätarna hade avbrottslarm. Baserat på detta utgår vi från att funktionskravet enbart medför merkostnader för de kvarvarande 28 procent av mätarna. För varje larm som skickas tillkommer en mindre rörlig kommunikationskostnad. I examensarbetet ”Elmätarens roll i framtidens elnät” 39 gjordes en kostnadsnyttoanalys för en möjlig avbrottslarmsfunktionalitet för Mälarenergis ca 100 000 elmätare. Som en del i analysen uppskattades de årliga tillkommande datatrafikskostnaderna för att skicka larm för samtliga avbrott i Mälarenergis nät. I den analysen antogs dataöverföringskostnaderna vara 4,50 kr/MB (baserat på Telias prislista) och varje meddelande antogs ha storleken 1 kB, utifrån Mälarenergis bedömning. Vi gör därefter motsvarande beräkning som Mälarenergi gjorde, men utgår från samtliga avbrott i Sverige vilket ger följande resultat: Elmätarens roll i framtidens elnät, Examensarbete Uppsala universitet, Persson och Svanberg, 2014 38 Smarta mätsystem och smarta mätfunktioner, Sweco, 2014 39 Elmätarens roll i framtidens elnät, Examensarbete Uppsala universitet, Persson och Svanberg2014 37 9 mars 2015 63 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem ■ ■ ■ Enligt Ei’s avbrottsstatistik för 2013 drabbades svenska kundanläggningar på lågspänningsnätet av totalt 12,5 miljoner avbrott under 201340. Meddelandet som skickas in efter avbrott med avbrottsinformation antas vara 1 kB i enlighet med Mälarenergis tidigare uppskattning. Till detta tillkommer ett svarsmeddelande från insamlingssystemet med bekräftelse på att larmet kommit fram. Varje avbrott genererar därför 2 kB datatrafik. Kommunikationskostnaden antas också vara den samma som i Mälarenergis fall: 4,50 kr/MB 41. Merkostnaden för kommunikationen av meddelanden med avbrottsinformation blir 112 000 kr för samtliga svenska kundanläggningar på lågspänningsnätet vilket innebär ca 0,02 kr per mätare och år. Beräkningen av rörlig kommunikationskostnad ovan utgår från att samtliga mätare kommunicerar via P2P-kommunikation. För radio och PLC-kommunikation sker dock kommunikationen från koncentratorn till insamlingssystemet ibland med bredbandskommunikation vilket ger lägre kostnader för datatrafik. Totalt sett utgör dock de rörliga kommunikationskostnaderna en liten andel av kostnaderna att vi väljer att inte justera ned kostnaden för den andelen av datatrafiken som går via bredbandskommunikation. Det finns även möjlighet att kommunicera med SMS istället för med datatrafik, detta är dock en dyrare kommunikationsform (30 öre per SMS enligt Telias prislista). En avstämning med kundtjänsten hos Telenor42 indikerar också att datatrafik blir allt vanligare för M2M kommunikation. Vi antar därför i denna analys att kommunikationen kommer att ske i form av datatrafik. Ytterligare en aspekt av avbrottslarm för mätare med P2P-kommunikation är att stora avbrott kan medföra stora mängder meddelanden för ”last gasp” respektive ”first breath”. Detta kan innebära risk för överbelastning av mobilnätet då många meddelande skickas på kort tid. Det är därför möjligt att mobiloperatörerna kan vilja begränsa denna funktion hos mätarna. När det gäller insamlingssystemen är dessa, enligt tillfrågade mätsystemleverantörer, redan förberedda för denna funktion vilket gör att det inte tillkommer någon merkostnad. Beroende på hur larmfunktionen används kan det tillkomma merkostnader för arbetstid. Enligt examensarbetet ”Elmätarens roll i framtidens elnät”43 uppskattades merkostnaderna för utökad systemhantering till 12 200 kr per år för Mälarenergi vilket innebär 0,12 kr per mätare och år. www.ei.se/sv/el/Elavbrott/Avbrottsstatistik (2013 års nyckeltal över elnätsföretagens elavbrott) 41 www.telia.se (Telia M2M Telematik, prislista) 42 Intervju kundtjänst Telenor 2015-02-18 43 Elmätarens roll i framtidens elnät, Examensarbete Uppsala universitet, Persson och Svanberg, 2014 40 9 mars 2015 64 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem 5.7.3 Nytta funktionskrav 7.1 Avbrottslarm Nytta, beskrivning Information till driften om pågående avbrott Ekonomisk nytta Effektivare arbetssätt, 1,60 kr per mätare och år Aktör Elnätsföretag Skapar förutsättning för snabbare åtgärd av avbrott Kundens kostnad för strömavbrott Slutkund Möjlighet att erbjuda mertjänster till kund Potentiell marknad Elhandelsbolag, Energitjänstebolag, Elnätsföretag Information till driften om pågående avbrott I examensarbetet på Mälarenergi gjordes en grov uppskattning att drift- och mätavdelningen tillsammans skulle spara ca 160 000 kr per år vilket motsvarar en besparing på 1,60 kr per mätare och år. Besparingen uppstår primärt genom att avbrottslarmen underlättar kartläggning av avbrott och därmed möjliggör en snabbare dirigering av fälttekniker till rätt plats för åtgärdsarbete vilket leder till ett minskat antal bomkörningar. Genom funktionen ”first breath” kan driftavdelningen även verifiera att kundanläggningarna har fått strömmen tillbaka efter avbrottet och därmed behöver elnätsföretaget inte göra fältbesök för att kontrollera detta. Vid vissa avbrottssituationer kan kommunikationslänken från mätaren till insamlingssystemet fortfarande vara påverkad av avbrottet. Detta kan leda till att meddelandet ”first breath” inte når elnätsföretaget även om strömmen är tillbaka på kundanläggningen. Vid en sådan situation begränsas därför nyttan med funktionskravet. Genom att elnätsföretaget snabbare kan kartlägga och åtgärda avbrott skapas också förutsättningar för att avbrotten blir kortare och därmed minskar även behovet av avbrottsersättning till kunderna. Elnätsföretagen har dock inte kunnat kvantifiera värdet av denna nytta. Värdet med avbrottslarm för extremt korta avbrott är sannolikt begränsat för elnätsföretagens avhjälpning av pågående avbrott. En möjlig förändring av funktionskravet skulle därför kunna vara att undanta korta avbrott från kravet att mätaren ska skicka avbrottslarm till elnätsföretaget. Skapar förutsättning för snabbare åtgärd av avbrott Genom att elnätsföretagen snabbare kan påbörja arbetet med att åtgärda avbrotten finns förutsättningar för att avbrotten blir kortare. Detta innebär en nytta för kunden som snabbare får tillbaka strömmen. 9 mars 2015 65 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Baserat på kvalitetsregleringen för tillsynsperioden 2016-2019 som Ei nu har ute på remiss44 nu är kostnaden för icke levererad energi vid oaviserade avbrott 66 kr per kWh. Under 2013 var elanvändningen på lågspänningsnätet 66 607 GWh/år 201345. Det totala antalet avbrottstimmar på lågspänningsnätet var 12,56 miljoner timmar46, fördelat på 5 378 388 kunder. Detta innebär att den totala avbrottskostnaden beräknas till ca 1,17 miljarder kr/år. Någon uppgift på vilket procentuell minskning av avbrottstiden som funktionskravet 7.1 kan medföra har inte kunnat fastställas. Ett elnätsföretag har dock uppgett att de upplever att avbrottstiden kunnat minskas med hjälp av informationen från avbrottslarmen, eftersom de kan styra sina resurser i avhjälpningsarbetet på ett mer effektivt sätt. 47 Om funktionaliteten medför en minskning av avbrottstiden med exempelvis 5 procent, innebär det ett värde för kunderna på ca 58 miljoner kr. Siffran 5 procent är dock enbart en grov uppskattning, ytterligare utvärdering kring hur mycket funktionaliteten faktiskt kan förkorta avbrottstiden behöver dock göras för att få en mer verkligförankrad beräkning av värdet för kunderna. Nytta för elnätsföretag, elhandelsbolag, energitjänsteföretag, Med avbrottslarm finns det potential för elnätsägaren, eller en extern aktör som får tillgång till avbrottslarmen från elnätsföretaget, att leverera tjänster till kunderna i form av t.ex. SMSavisering vid avbrott på kundanläggningen. Det finns dock redan idag andra aktörer som erbjuder denna funktion, exempelvis larmföretag. Därför bedömer vi att denna nytta är relativt begränsad. 5.7.4 Kostnadsnyttoanalys funktionskrav 7.1 Avbrottslarm ■ ■ Mot bakgrund av merkostnaden för kravet om leverans av enskilda avbrottslarm inom 2 minuter bedöms kostnaderna vara så pass höga att de överstiger nyttorna enligt vår bedömning För större avbrott, med flera drabbade kundanläggningar, gäller inte tidskravet på 2 minuters leveranstid. För dessa avbrott har vi genomfört en kostnadsnyttoanalys baserat på antagande i kapitel 4. I den nedan beskrivna kostnadsnyttoanalysen har vi utgått från att priset på kondensatorn är 20 kr, detta medför ett nettonuvärde för elnätsföretagen på minus 7 miljoner kr, se Figur 17 nedan. Kvalitetsjustering av intäktsram för elnätsföretag, reviderad metod inför tillsynsperiod 2016-2019 45 SCB El-, gas- och fjärrvärmeförsörjningen 2013 EN 11 SM 1401 46 Ei Avbrottsstatistik 2013 års nyckeltal över elnätsföretagens elavbrott 47 Elmätarens roll i framtidens elnät, Examensarbete Uppsala universitet, Persson och Svanberg, 2014 44 9 mars 2015 66 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Figur 17 Kostnader och nyttor fördelat per variabel för funktionskrav 7.1, Referensfall, MSEK nuvärde Nytta Kostnad 0 5 10 15 20 Investering kondensator Rörlig kommunikationskostnad Rörlig arbetskostnad Effektivare arbetssätt 25 Källa: Sweco beräkningar De variabler som primärt påverkar nettonuvärdet är ”Investering kondensator” och ”Effektivare arbetssätt”. Vi har därför genomfört en känslighetsanalys av nettonuvärdets storlek baserat på om dessa variabler är de samma som i nuvärdesanalysen ovan (referens) eller om de antas vara högre eller lägre. I Tabell 5 nedan redovisas de viktigaste antagandena för känslighetsanalysen. Notera att ett givet scenario för exempelvis kostnaderna för kondensatorerna inte nödvändigtvis hänger ihop med motsvarande scenarionamn för effektivare arbetssätt (nytta). En låg kostnad för kondensatorer kan exempelvis kombineras med ett högt scenario för effektivare arbetssätt. Tabell 5 Viktigaste kostnads- och nyttoantagandena för funktionskrav 7.1 Låg Investering kondensator, kr/ mätare Effektivare arbetssätt, kr/mätare och år Källa: Sweco antagande Referens 0 0,8 20 1,6 Hög 40 2,4 I Figur 18 nedan redovisas nettonuvärdet för funktionskrav 7 i olika känslighetsfall. I känslighetsfallet ”Avkastningskrav elnät=5,5%” har endast avkastningskravet för elnätsföretagen ändrats från 5,2 till 5,5 procent realt, i övrigt bygger känslighetsfallet på referenskostnaden för kondensatorer samt referensvärdet för effektivare arbetssätt. 9 mars 2015 67 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Figur 18 Nettonuvärde för funktionskrav 7 i olika känslighetsfall, MSEK år 2017 30 20 10 0 -10 -20 -30 -40 -50 Nettonuvärde Konden Konden Konden Konden Avkastn Konden sator sator Konden sator sator Referen Arbetss Arbetss ingskrav sator Låg Låg sator Hög Hög s ätt Låg ätt Hög elnät=5, Låg Arbetss Arbetss Hög Arbetss Arbetss 5% ätt Låg ätt Hög ätt Låg ätt Hög -7 -15 1 15 7 23 -29 -38 -21 -7 Källa: Sweco beräkningar ■ Känslighetsanalysen ger att nettonuvärdet varierar mellan minus 38 och plus 23 miljoner kr år 2017. Om hänsyn även tas till det potentiella värde som en snabbare åtgärd av avbrott medför för kunderna, är vår bedömning att nyttorna sammantaget överstiger kostnaderna. Vid behov bör detta dock utvärderas ytterligare. 5.7.5 Koppling till övriga funktionskrav För funktionskrav 7.1 finns en koppling till följande funktionskrav: ■ Funktionskrav 6 Avbrottsregistrering Både funktionskrav 6 och 7.1 handlar om avbrott på kundanläggning, de båda funktionskraven innebär dock två olika funktioner. Funktionskrav 6 innebär att avbrottets start och slut ska registreras och skickas som ett meddelande till elnätsföretaget efter avbrottet. Funktionskrav 7.1 innebär att ett larm ska skickas till elnätsföretaget när avbrottet inträffar. 5.8 Funktionskrav 7.2 Larm vid nollfel 5.8.1 Beskrivning funktionskrav 7.2 Larm vid nollfel Ei:s preliminära definition av funktionskrav 7.2: ■ Mätsystemet ska kunna skicka mätarlarm till nätföretaget. Larm ska skickas vid nollfel. För enskilda larm ska mätsystemet möjliggöra en fördröjning på högst 2 minuter. 5.8.2 Merkostnader funktionskrav 7.2 Larm vid nollfel Mätare Ingen Kommunikation Beroende av Insamlingssystem Ingen merkostnad Arbetstid Beroende av 9 mars 2015 Aktör Elnätsföretag 68 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem merkostnad antal larm antal larm Enligt fyra av fem tillfrågade mätsystemleverantörer medför funktionskravet inte några merkostnader för mätare eller insamlingssystem. Baserat på detta gör vi bedömningen att detta funktionskrav inte medför några merkostnader för de framtida mätsystemen eftersom funktionen finns hos en majoritet av aktörerna på marknaden. När det gäller kommunikation tillkommer en mindre rörlig kostnad per larm som skickas. Enligt tidigare resonemang kring kommunikationskostnad för funktionskrav 7.1 Avbrottslarm ser vi dock att kostnaden per larm är väldigt liten. Sannolikt kommer antalet larm för nollfel vara betydligt färre än antalet larm för avbrott, baserat på detta antar vi att den rörliga merkostnaden för kommunikation av larm för nollfel är försumbar. Beroende på hur elnätsföretaget väljer att hantera larm kan det tillkomma kostnader, t.ex. för integration till överliggande system och arbetstid. Kostnaderna för detta beror på lokala förutsättningarna för respektive elnätsföretag. Enligt ovan bedöms antalet larm till få och mot bakgrund av detta antar vi att merkostnaden för arbete med larmhanteringen av larm för nollfel är försumbar. Ett antal elnätsföretag och mätsystemleverantörer har informerat om att ett krav på 2 minuters leveranstid av larm från mätaren till insamlingssystemet kan medföra omfattande merkostnader för kommunikation, insamlingssystem och arbete. På motsvarande sätt som för funktionskrav 4 klarar mätsystemen detta krav i teorin men i praktiken kan det innebära behov av omfattande investeringar att säkerställa att samtliga larm levereras inom 2 minuter. 5.8.3 Tillkommande nyttor funktionskrav 7.2 Larm vid nollfel Nyttor, beskrivning Ökad säkerhet Ekonomisk nytta Aktör Elnätsföretag Kund Genom att elnätsföretaget får larm för nollfel har de möjlighet att agera genom att skicka ut en fälttekniker och/eller kontakta kunden. Kundanläggningar med nollfel kan därför snabbare identifieras och åtgärdas. På grund av säkerhetsaspekten med detta larm finns det troligtvis ett värde med att larmet på kort tid når elnätsföretaget. Det är dock tveksamt om leveransen av larmet inom 2 minuter medför något extra värde jämfört med om larmet inkommer efter en något längre tid. 5.8.4 Kostnadsnyttoanalys funktionskrav 7.2 Larm vid nollfel Det finns nyttor i form av ökad säkerhet för fälttekniker och kund. Antalet larm för nollfel bedöms vara relativt få och därför bedöms även nyttan med funktionskravet vara relativt liten. Beroende på leveranskravet på 2 minuter bedöms merkostnaderna för detta funktionskrav vara omfattande. Vår bedömning är att nyttorna inte kommer att överstiga merkostnaderna. 9 mars 2015 69 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Bortsett från leveranskravet om 2 minuter bedöms dock funktionskravets merkostnader vara försumbara. Utan tidsaspekten antas därför nyttorna överstiga kostnaderna för funktionskravet. 5.9 Funktionskrav 7.3 Larm vid misstänkt fysisk åverkan 5.9.1 Beskrivning funktionskrav 7.3 Larm vid misstänkt fysisk åverkan Ei:s preliminära definition av funktionskrav 7.3: ■ Mätsystemet ska kunna skicka mätarlarm till nätföretaget. Larm ska skickas vid misstänkt fysisk åverkan. För enskilda larm ska mätsystemet möjliggöra en fördröjning på högst 2 minuter. 5.9.2 Merkostnader funktionskrav 7.3 Larm vid misstänkt fysisk åverkan Mätare Ingen merkostnad Kommunikation Beroende av antal larm Insamlingssystem Ingen merkostnad Arbetstid Beroende av antal larm Aktör Elnätsföretag Enligt de tillfrågade mätsystemleverantörerna innebär detta funktionskrav ingen merkostnad för mätaren då funktionen redan är utvecklad. Fysisk åverkan på mätaren detekteras genom att en sensor i mätaren reagerar på om mätarens yttre hölje öppnas. Om detta sker skickas ett larm till insamlingssystemet. Det tillkommer inte heller några merkostnader för insamlingssystemet. När det gäller kommunikation tillkommer en mindre rörlig kostnad per larm som skickas, enligt tidigare resonemang kring kommunikationskostnad för funktionskrav 7.1 Avbrottslarm ser vi dock att kostnaden per larm är väldigt liten. Sannolikt kommer antalet larm för misstänkt fysisk åverkan vara betydligt färre än antalet larm för avbrott, baserat på detta antar vi att den rörliga merkostnaden för kommunikation av larm för misstänkt fysisk åverkan är försumbar. Beroende på hur elnätsföretaget väljer att hantera larm kan det tillkomma kostnader, t.ex. för integration till överliggande system och arbetstid. Kostnaderna för detta beror på lokala förutsättningarna för respektive elnätsföretag. Enligt ovan bedöms antalet larm till få, med bakgrund av detta antar vi att merkostnaden för arbete med larmhanteringen av larm för misstänkt fysisk åverkan är försumbar. Ett antal elnätsföretag och mätsystemleverantörer har informerat om att ett krav på 2 minuters leveranstid av larm från mätaren till insamlingssystemet kan medföra omfattande merkostnader för kommunikation, insamlingssystem och arbete. På motsvarande sätt som för funktionskrav 4 klarar mätsystemen detta krav i teorin men i praktiken kan det innebära behov av omfattande investeringar att säkerställa att samtliga larm levereras inom 2 minuter. 5.9.3 Nytta funktionskrav 7.3 Larm vid misstänkt fysisk åverkan Nyttor, beskrivning Ekonomisk nytta 9 mars 2015 Aktör 70 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Skapar förutsättning för att identifiera obehörig hantering av mätaren, ev strömstöld Minskade förluster Elnätsföretag Fysisk åverkan innebär en obehörig hantering av mätaren och skulle kunna bero på försök till strömstöld av kunden. Genom att mätaren skickar ett larm vid fysisk åverkan har elnätsföretaget möjlighet att agera genom att skicka ut en fälttekniker för kontroll och/eller kontakta kunden för att utreda händelsen. Om larmet beror på ett försök till strömstöld finns det ett stort värde för elnätsföretaget att kunna identifiera detta. Vår bedömning är dock, bland annat på kommentarer från tillfrågade elnätsföretag, att strömstöld är ovanligt i Sverige idag. Vi bedömer därför den totala nyttan av denna funktion som relativt liten. Mervärdet med att elnätsföretaget får detta larm levererat inom 2 minuter jämfört med ett senare tillfälle bedöms som väldigt litet. 5.9.4 Kostnadsnyttoanalys funktionskrav 7.3 Larm vid misstänkt fysisk åverkan Varje enskilt fall där strömstöld identifieras har ett stort värde för elnätsföretaget. Eftersom antalet fall med strömstöld bedöms vara litet är dock det totala värdet begränsat. Nyttan har inte varit möjlig att kvantifiera ytterligare i denna analys. Beroende på leveranskravet på 2 minuter bedöms merkostnaderna för detta funktionskrav vara omfattande. Vår bedömning är att nyttorna inte kommer att överstiga merkostnaderna. Bortsett från leveranskravet om 2 minuter bedöms dock merkostnaderna för funktionskravet vara försumbara. Utan tidsaspekten antas därför nyttorna överstiga kostnaderna för funktionskravet. 5.10 Funktionskrav 7.4 Larm vid dataintrång 5.10.1 Beskrivning funktionskrav 7.4 Larm vid dataintrång Ei:s preliminära definition av funktionskrav 7.4: ■ Mätsystemet ska kunna skicka mätarlarm till nätföretaget. Larm ska skickas vid dataintrång. För enskilda larm ska mätsystemet möjliggöra en fördröjning på högst 2 minuter. Respondenterna hade svårt att utvärdera detta funktionskrav då det är oklart vad kravet innebär. Dataintrång kan innebära olika saker beroende på vilken del av mätsystemet som beaktas. Ett generellt ”larm vid dataintrång” finns inte i dagens system och enligt mätsystemleverantörerna är det inte heller något som diskuteras för framtiden. Om ett sådant krav ska införas behöver det specificeras tydligare. 5.10.2 Bedömning funktionskrav 7.4 Larm vid dataintrång Eftersom det inte finns en tydlig beskrivning av vilken funktionalitet som ska ingå i funktionskravet har det inte varit möjligt att genomföra någon kostnadsnyttoanalys. 9 mars 2015 71 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem 5.11 Funktionskrav 8: Fjärruppgradering 5.11.1 Beskrivning funktionskrav 8 Fjärruppgradering Ei:s preliminära definition av funktionskrav 8: ■ Mätaren ska kunna fjärruppgraderas. Uppgradering syftar till både uppgradering av mjukvara och att ändra inställningar i mätsystemet. Fjärruppgradering av mätare är en funktionalitet som i stor utsträckning redan finns i befintliga mätsystem, i framtida mätsystem kommer denna funktionalitet med största sannolikhet ha utvecklats ytterligare. Vissa av dagens PLC-system har begränsade möjligheter att fjärruppgraderas, vår bedömning är dock att denna funktion kommer att finnas i framtida PLC-system. Vissa respondenter har reagerat på det relativt breda begreppet ”uppgradering av mjukvara”, vilket skulle kunna innebära olika typer av uppgraderingar, t.ex. skulle det kunna innebära rättning av firmware (bugghantering) men det kan också tolkas som möjligheten att addera ny funktionalitet i mätaren. Enligt ett antal respondenter finns här ett behov av att förtydliganda funktionskravet. Det har också framförts synpunkter från respondenterna om att det bör förtydligas om det enbart är mätarens kommunikationsterminal som ska kunna fjärruppgraderas eller om det även gäller mätarens meterologiska del. 5.11.2 Mätare Ingen merkostnad Merkostnader funktionskrav 8 Fjärruppgradering Kommunikation Beroende av hur funktionen används Insamlingssystem Ingen merkostnad Arbetstid Beroende av hur funktionen används Aktör Elnätsföretag De tillfrågade mätsystemleverantörerna uppger att funktionskravet inte medför några merkostnader för mätare eller insamlingssystem. Om det skulle tillkomma mer specificerade krav på vad som ska uppgraderas kan det tillkomma utvecklingskostnader. Beroende på vad som ska uppdateras och hur ofta uppdateringar sker kan det tillkomma kostnader för kommunikation och arbetstid. Hur stora dessa kostnader blir är beroende av hur respektive elnätsföretag hanterar fjärruppgraderingen. 9 mars 2015 72 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem 5.11.3 Nytta funktionskrav 8 Fjärruppgradering Nyttor, beskrivning Nya funktioner kan tillföras kostnadseffektivt. Ekonomisk nytta Minskade kostnader för fältbesök Aktör Elnätsföretag Åtgärda mjukvaruproblem under mätarens livslängd Minskade kostnader för fältbesök Elnätsföretag Mätaren inte behöver vara fysiskt tillgänglig för elnätsföretaget. Kundens tid Kund Enklare att genomföra vissa regeländringar Ei Nya funktioner kan tillföras kostnadseffektivt Genom att ny funktionalitet kan införas kostnadseffektivt under mätarens livslängd kan mätaren via fjäruppgradering modifieras för att stödja nya affärsupplägg eller nya krav. Utan denna möjlighet till fjärruppgradering finns en risk att elnätsföretaget skulle behöva göra fältbesök vid samtliga mätare för att istället uppgradera mätaren i fält. Kostnaderna för att uppgradera samtliga mätare i ett nätområde beror bl.a. på hur lång tid varje uppgradering tar, samt hur mätarna är placerade (det går snabbare att uppgradera 20 mätare i ett mätarrum än 20 mätare som är utspridda på landsbygden). Om vi antar att ett exempel med elnätsföretag som ska genomföra fältuppgradering av 20 000 mätare och att fältteknikerna i snitt hinner göra 2 mätaruppgraderingar i timmen, med en timkostnad på 600 kr48 innebär detta en totalkostnad på 6 miljoner kr. Det blir således snabbt stora kostnader som kan undvikas genom funktionen fjärruppgradering. Åtgärda mjukvaruproblem under mätarens livslängd Genom att kunna åtgärda mjukvaruproblem i mätaren på distans undviker elnätsföretaget kostsamma fältbesök. Kostnadsbesparingen med att kunna fjärruppgradera mätarna är potentiellt sätt stora enligt exemplet ovan. Mätaren inte behöver vara fysiskt tillgänglig för elnätsföretaget Eftersom mätaren kan uppgraderas på distans behöver inte kunden tillgängliggöra mätaren för fälttekniker, på så sätt sparas även kundens tid. Detta gäller primärt för de mätare som är placerade inne i kundens bostad. Elmätarens roll i framtidens elnät, Examensarbete Uppsala universitet, Persson och Svanberg 2014 48 9 mars 2015 73 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Nyttor för Ei Enligt Ei medför funktionskravet ökade möjligheter för bl.a. införande av dynamiska tariffer och en energitjänstemarknad. Det blir också enklare för Ei att genomföra vissa regeländringar om nätägarens insats för att uppfylla nya regler förenklas genom fjärruppgradering av mätaren (t.ex. om Ei ändrar krav för registrering av mätvärden från var 60:e minut till var 15:e minut) 5.11.4 Kostnadsnyttoanalys funktionskrav 8 Fjärruppgradering Att införa funktionskravet innebär i princip inte någon skillnad jämfört med idag eftersom majoriteten av befintliga system redan klarar funktionskravet. Funktionskravet medför inte några beaktansvärda merkostnader men däremot finns det ett antal nyttor med stort värde, primärt eftersom fjärruppgradering minskar behovet av fältbesök för att uppgradera mätarna. 5.12 Funktionskrav 9: Fjärrpåslagning och fjärravstängning 5.12.1 Beskrivning funktionskrav 9 Fjärrpåslagning och fjärravstängning Ei:s preliminära definition av funktionskravet: ■ Mätsystemet ska tillåta fjärrpåslagning och fjärravstängning. Funktionskravet innebär att elnätsföretaget via insamlingssystemet kan utföra fjärrpåslagning och fjärravstängning av kundanläggningen. En förutsättning för denna funktion är att mätaren är utrustad med en brytare. Denna funktion används primärt i samband med kundflytt, avsaknad av kundavtal samt vid avtalsbrott (t.ex. bristande betalning). För att kunna genomföra tillslag via fjärr krävs ofta ett kunddeltagande för att undvika den säkerhetsrisk som uppstår om strömmen slås på utan att någon är på plats vid kundanläggningen. Detta kan antingen ske genom att kunden är med på telefon vid tillslaget alternativt att elnätsföretaget fjärrledes ”låser upp” mätarens brytare varpå kunden själv kan göra tillslag för att återfå strömmen. 5.12.2 Mätare Ca 100-300 kr/mätare Merkostnader funktionskrav 9 Fjärrpåslagning och fjärravstängning Kommunikation Kostnad per frånresp. tillslag Insamlingssystem Ingen merkostnad Arbete Systemhantering, kundkontakt, fälttekniker i enstaka fall då brytare inte fungerar. Frågor ”konsumentkontakt” 4 000 – 80 000 kr totalt per år 9 mars 2015 Aktör Elnätsföretag Ei 74 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Merkostnader elnätsföretag Enligt de tillfrågande mätsystemleverantörerna kostar brytaren ca 100-300 kr per mätare. En okänd andel av befintligt installerade mätare har brytare. Merkostnaderna för att införa funktionskravet beror på hur stor andel av mätarna vid kommande mätarbyten som inte skulle ha utrustats med brytare utan detta funktionskrav. Enligt mätsystemleverantörerna beställs i dagsläget i princip alla nya mätare med brytare (90-100 procent av de mätare som levereras idag har brytare enligt två av de tillfrågade mätsystemleverantörerna). Enkätsvaren från elnätsföretagen indikerar också att andelen mätare med brytare kommer att öka vid kommande beställningar. Vissa elnätsföretag informerar dock att de ser affärsmässig grund för att investera i brytare för vissa kundtyper, men inte alla. Genom att analysera sina kundtyper och uppskatta hur sannolikt det är med händelser som kundflytt, avsaknad av kundavtal och avtalsbrott kommer de bedöma för vilka kundtyper det är värt att investera i brytare och vilka kundtyper det inte är värt att göra det för. Andra elnätsägare anser att det kan finnas övergripande fördelar med att utrusta alla mätare i kundkollektivet med brytare även om det kan finnas enskilda kundanläggningar för vilka det inte finns affärsmässig grund för denna extra investering. Dessa fördelar kan t.ex. vara att arbetsprocesser förenklas och eventuellt automatiseras när elnätsföretaget har samma förutsättningar att fjärrledes bryta samtliga kunder, istället för enbart en delmängd av kunderna. Genom att utrusta samtliga mätare med brytare undviker elnätsföretaget också risken med att elnätsföretaget behöver bryta kundanläggningar som vid tidpunkten för mätarupphandling inte bedömdes ha behov av brytare. Genom att beställa brytare till samtliga mätare finns också en möjlighet till mängdrabatt vid kommande beställningar av mätare. Mot bakgrund av detta gör vi bedömningen att elnätsföretagen kommer att köpa brytare för en majoritet av mätarna i kommande beställningar. Baserat på de svar vi erhållit från mätsystemleverantörerna och elnätsföretagen gör vi bedömningen att elnätsföretagen inte självmant kommer att investera i brytare för mellan 5-20 procent av mätarna i kommande investeringar. Eftersom fjärrpåslagning och fjärravstängning är en befintlig funktionalitet i mätsystemen tillkommer ingen kostnad för insamlingssystemen. Vid användande av brytarfunktionaliteten tillkommer dock en mindre rörlig kommunikationskostnad och en arbetskostnad i form av systemhantering och kundkontakt. Elnätsföretagen kan också behöva ha fälttekniker redo att åtgärda eventuella brytare som inte fungerar som de ska. Eftersom vi ska identifiera de merkostnader som orsakas av funktionskravet utgår vi enbart från de 5-20 procent av mätarna som antagits ovan. Eftersom dessa mätare sitter på kundanläggningar som relativt sällan kommer ha behov av brytare, enligt elnätsföretagens bedömning, antar vi att fjärrpåslagning och fjärravstängning av dessa kommer att ske relativt sällan. Därför antar vi att merkostnaden för kommunikation och arbete är försumbar vid införande av detta funktionskrav. 9 mars 2015 75 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Merkostnader Ei Ei bedömer att funktionskravet kan innebära en ökad frågemängd till Ei:s funktion ”konsumentkontakt”. Ei bedömer att det kan bli mellan 10-200 tillkommande frågor på grund av funktionskravet, vilket motsvarar en kostnad på mellan 4 000-80 000 kr per år. Frågorna förväntas inkomma under samtliga år som de nya mätsystemen installeras (år 2017 till 2027). 5.12.3 Nytta funktionskrav 9 Fjärrpåslagning och fjärravstängning Nyttor, beskrivning Fältbesök behövs ej vid från- och tillkoppling vid kundflytt Ökat incitament att aktivt välja elavtal vid inflytt Minskad elanvändning vid avtalslösa kundanläggningar och vid avtalsbrott Styrel vid nödsituation Ekonomisk nytta Aktör Minskad kostnad fältbesök Elnätsföretag Färre kunder med tillsvidareavtal Minskade förluster Kund Färre bortkopplingar av samhällsviktiga kundanläggningar vid akut effektbrist Samhället Elnätsföretag Fältbesök behövs ej vid från- och tillkoppling Genom att möjliggöra från- och tillkoppling av kundanläggningar via insamlingssystemet behöver inte elnätsföretaget genomföra fältbesök vid anläggningen. Ett av de tillfrågade elnätsföretagen av mellanstorlek hanterar ca 2 000 flyttärenden per år med fjärrbrytare. Om dessa istället skulle ha hanteras med fältbesök skulle kostnaden för fältarbete vid dessa flyttärenden ha kunnat vara ca 2,4 miljoner per år. Denna uppskattning bygger på följande antaganden: 2 000 flyttärenden generar 2 fältbesök vardera för från- respektive tillslag, varje fältbesök tar 1 timme och arbetskostnaden är 600 kr per timme. Det tillkommer en viss systemhantering för att hantera brytning i insamlingssystemet samt att ha kontakt med kunden vid tillslag. Som nämndes ovan kan det även tillkomma vissa kostnader för att ha en fältorganisation standby för de fall då brytaren inte fungerar som den ska. Sammantaget innebär dock fjärrhanteringen en omfattande kostnadsbesparing. Ökat incitament att aktivt välja elavtal vid inflytt Med fjärrbrytare installerade för samtliga kunders mätare ökar sannolikheten för att elnätsföretagen bryter kundanläggningen i samband med kundflytt. En fördel med att kundanläggningen är avstängd när kunden flyttar in är att kunden är tvungen att aktivt kontakta elnätsföretaget (eller elhandelsföretaget i en framtida elhandlarcentrisk marknadsmodell). Med denna kontakt tagen är troligvis tröskeln lägre för kunden att även diskutera elavtalet. Det finns därför en möjlighet att ökad användning av brytare i samband med flyttar kommer att leda att färre kunder kommer att ha tillsvidareavtal. Ett införande av 9 mars 2015 76 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem detta funktionskrav bidrar således till att Ei genomför sitt uppdrag genom att möjliggöra en effektivare flyttprocess. Minskad elanvändning vid avtalslösa kundanläggningar och vid avtalsbrott Genom att slå från kundanläggningar som är avtalslösa kan elnätsföretaget minska de förluster som uppstår om el ändå används vid anläggningen. I de fall det förekommer avtalsbrott för en kundanläggning (t.ex. bristande betalning från kund) finns även möjligheten för elnätsföretaget att fjärrledes slå från anläggningen för att undvika att kunden använder el som elnätsföretaget och/eller elhandelsföretaget inte kommer att få betalt för. Styrel Om samtliga mätare i Sverige utrustas med brytare möjliggörs funktionen Styrel på kundanläggningsnivå, se funktionskrav 10. 5.12.4 Kostnadsnyttoanalys fjärravstängning funktionskrav 9 Fjärrpåslagning och Merkostnaderna för funktionskravet är investering i brytare för mellan 5-20 procent av mätarna enligt antagande ovan. Brytaren bedöms kosta mellan 100 och 300 kr per mätare. Baserat på de antaganden som gjordes kring kommande mätarinstallationer, avkastningskrav etc. i kapitel 4 har vi beräknat nuvärde år 2017 för investeringen. Nuvärdet för olika alternativ av ”andel mätare” och ”merkostnad brytare” visas i Tabell 6 nedan. Nuvärdet av investering för Sveriges alla mätare 2017 antas vara mellan 20 och 238 miljoner kr. Tabell 6 Nuvärde investering brytare baserat på andel mätare och merkostnad brytare per mätare, MSEK år 2017 Merkostnad brytare Andel mätare 300 kr 200 kr 100 kr 20 procent 238 159 79 10 procent 119 79 40 59 40 20 5 procent Källa: Sweco beräkningar ■ ■ ■ Nyttan med de 5-20 procent av kundanläggningarna som elnätsföretagen bedömt inte behöver brytare är dock sannolikt begränsad eftersom relativt få ”brytarhändelser” bedöms ske för dessa anläggningar. Vår bedömning är att nyttorna inte överstiger kostnaderna med funktionskravet för elnätsföretagen. För kunderna finns det en möjlighet att funktionskravet kommer att leda till att färre kunder kommer att ha tillsvidareavtal. Med samma argument som ovan kommer det dock troligtvis inte ske så många kundflyttar för de 5-20 procent av kundanläggningarna som elnätsföretagen bedömt inte behöva brytare. Även för kunderna bedömer vi därför att nyttan med detta funktionskrav är begränsat. Om detta funktionskrav kombineras med funktionskrav 10 ”styrel på kundanläggningsnivå” finns det en möjlighet att de sammantagna nyttorna för de 9 mars 2015 77 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem två funktionskraven överstiger kostnaderna. Nyttan med styrel enligt funktionskrav 10 är dock svår att kvantifiera. Vår bedömning är att det bör finnas potential för att nyttan med styrel överstiger kostnaderna med extra investeringar i brytare på mellan 20 och 238 miljoner kr. För att säkerställa detta bör dock en mer grundlig analys av nyttan med styrel på kundanläggningsnivå göras. 5.12.5 Koppling till övriga funktionskrav För funktionskrav 9 finns en koppling till följande funktionskrav: ■ Funktionskrav 10 Styrel Funktionskrav 9 och 10 är båda beroende av brytare på mätaren. 5.13 Funktionskrav 10: Styrel på kundanläggningsnivå 5.13.1 Beskrivning funktionskrav 10 Ei:s preliminära definition av funktionskravet: ■ Mätsystemet ska kunna justera effektuttaget i delar av elnätet på kundanläggningsnivå. Mätsystemet ska kunna justera effektuttaget genom att fjärrledes bryta och slå på enskilda, eller flera, kundanläggningar vid situationer av höga effektuttag i elnätet. Med funktionalitet enligt detta funktionskrav skulle styrelsmetoden i Sverige kunna utvecklas. Styrel definieras som ”identifiering och prioritering av samhällsviktiga elanvändare” 49. Styrel bygger på att myndigheter, länsstyrelser, kommuner och elnätsföretag identifierar och planerar för hur samhällsviktiga elanvändare ska kunna prioriteras vid elbrist. Det är Energimyndigheten som på regeringens uppdrag har utvecklat och infört styrel som en planeringsmetod. Energimyndigheten utförde under åren 2004-2007 ett omfattande arbete kring styrel som presenterades i rapporten ”Prioritering av elanvändare vid elbrist”50. I rapporten lämnas förslag till hur samhällets behov bättre ska kunna tillgodoses vid elbrist genom en mer selektiv och nyanserad bortkoppling än vad som dittills planeras för. Förslaget behandlade såväl planering som genomförande. Systemet som föreslogs ansågs ge samma nytta för att skydda elsystemets funktion som tidigare system, men att det samtidigt medger en mer rättssäker och selektiv bortkoppling av elanvändare så att för samhället särskilt viktiga användare kan prioriteras i en bristsituation. Systemet ansågs därmed få en vidgad nytta och ett större samhälleligt värde än tidigare system. Resultatet av arbetet blev bl.a. att ellagen ändrades så att samhällsviktiga elanvändare ska prioriteras i den mån systemet medger detta. www.energimyndigheten.se ER 2007:38 Prioritering av elanvändare vid elbrist – Slutrapport från Energimyndighetens Styrel-projekt åren 2004-2007 49 50 9 mars 2015 78 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Styrel bygger idag på bortkoppling av utgående ledningar från fördelningsstationer. Bortkoppling sker enligt en planerad prioriteringsordning. Vid den senaste genomförda styrelsprioriteringen prioriterades ca 45 000 av Sveriges 5,3 miljoner kundanläggningar. En konsekvens av att man bryter på ledningsnivå är att många kunder som inte borde vara prioriterade ur ett samhällsperspektiv ändå kommer att få behålla strömmen i en nödsituation eftersom deras anläggning är ansluten till samma ledning som t.ex. ett sjukhus. I många mindre orter finns prioriterade användare på samtliga utgående linjer vilket i praktiken innebär att dessa orter inte kan bidra med att sänka eluttaget i en situation med elbrist. Genom detta funktionskrav möjliggörs styrelsprioritering på kundanläggningsnivå istället för på ledningsnivå. Ett antal av respondenterna uppfattade beskrivningen av detta funktionskrav som att man skulle ha möjlighet att justera effektuttaget hos kunderna, inte bryta hela kundkollektiv. Det finns därför skäl för att se över funktionskravets beskrivning. 5.13.2 Mätare Ca 100-300 kr/mätare Merkostnader funktionskrav 10: Styrel på kundanläggningsnivå Kommunikation Kostnad per frånresp. tillslag Insamlingssystem Ingen merkostnad Arbete Beroende på användandet Frågor ”konsumentkontakt” 4 000 – 80 000 kr totalt per år Aktör Elnätsföretag Ei Merkostnader Elnätsföretag En förutsättning för funktionaliteten styrel på kundanläggningsnivå är att samtliga mätare i Sverige har brytare. Enligt svaren från respondenterna avseende funktionskrav 9 kommer en majoritet av Sveriges kunder få en mätare med brytfunktion i samband med kommande mätarbyten. Merkostnaden för mätarna är med andra ord kostnaden för brytare för de 5 – 20 procent av kundanläggningarna som elnätsföretagen bedömt inte behöva brytare (se funktionskrav 9). Styrel på kundanläggningsnivå kräver också systemstöd för att t.ex. kunna gruppera kunder för att med enskilda kommandon kunna bryta ett större antal kundanläggningar. Flera av de intervjuade mätsystemleverantörerna anger att grupperingsfunktionalitet för brytning av kundkollektiv redan finns i insamlingssystemen. Således tillkommer inga kostnader för insamlingssystemen. Beroende på hur elnätsföretagen väljer att sätta upp funktionen kan det tillkomma kostnader för t.ex. integration mot överliggande system. Eftersom det redan finns en prioritering av kunder i Sverige bedömer vi att samma prioritering kan användas för styrel på kundanläggningsnivå. Det bör därför inte tillkomma några merkostnader för att prioritera kunder eller på annat sätt samordna berörda aktörer. Den enda skillnaden är att elnätsföretagen utför styrelsorder på kundanläggningsnivå istället för på ledningsnivå. 9 mars 2015 79 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Merkostnader Ei Ei bedömer att funktionskravet kan innebära en ökad frågemängd till Ei:s funktion ”konsumentkontakt”. Ei bedömer att det kan bli mellan 10 – 200 tillkommande frågor på grund av funktionskravet, vilket motsvarar en kostnad på mellan 4 000 – 80 000 kr per år. Frågorna förväntas inkomma under samtliga år som de nya mätsystemen installeras (år 2017 till 2027). 1.1.1 Nytta funktionskrav 10: Styrel på kundanläggningsnivå Nyttor, beskrivning Ekonomisk nytta Styrel på kundanläggning istället för ledning vid elbrist Värdet för att samhällsviktiga kundanläggningar får behålla strömmen vid elbrist Aktör Samhället Vi har inom ramen för detta arbete varit i kontakt med både Energimyndigheten och Myndigheten för samhällsskydd och beredskap (MSB) för att utvärdera nyttan med att bryta på kundanläggningsnivå istället för på ledningsnivå i en elbristsituation. Enligt dessa myndigheter skulle brytning på kundanläggningsnivå vara mycket positivt eftersom det då finns förutsättningar till en betydligt mer precis prioritering. Exempelvis kan då vårdcentral, dagis och äldreboendet ha kvar elen men bostäderna i samma område kopplas bort vid elbrist. Myndigheterna ser stora värden med detta men påtalar att det inte har gjorts någon ekonomisk analys av denna funktionalitet eftersom det hittills inte varit praktiskt genomförbart. De påtalar också utmaningen med att kvantifiera värdet av att t.ex. en vårdcentral kan vara öppen istället för att behöva avbryta sin verksamhet i en halvtimme p.g.a. strömavbrott. I Energimyndigenhetens rapport (ER 2007:38) uppskattades kostnaderna för införande av styrel i sin nuvarande form (brytning på ledningsnivå) till ca 145 miljoner kronor. Kostnaderna avsåg främst arbetstid för att utföra prioriteringen av kunderna. I rapporten konstaterades: ”Kostnaderna för införandet av det föreslagna systemet för styrning av elanvändning vid elbrist är små i förhållande till de uppkomna kostnaderna för elavbrott. Men de är högre än för nuvarande system med automatisk eller manuell förbrukningsfrånkoppling, vars kostnader är mycket låga eftersom planeringen inte innehåller kvalificerade avvägningar och prioriteringar. Det föreslagna systemet utgör en viktig utveckling av elförsörjningens leveranssäkerhet och av krishanteringssystemet på nationell, regional och lokal nivå. Det har utvecklingspotential och harmonierar väl med riksdagens och regeringens beslut om krisberedskapens utveckling. Det föreslagna systemet bedöms vara kostnadseffektivt ur ett samhällsperspektiv. Planeringen för styrning av el kommer att ge ett antal synergieffekter, som exemplifierats ovan. En viktig synergieffekt är att planeringsarbetet ökar möjligheterna till insyn och delaktighet från samhället i elförsörjningsfrågor som till vardags hanteras av elmarknadens aktörer. Detta kan lägga grunden för ett vidgat samarbete mellan kommuner och elnätsföretag rörande effektiv, trygg och uthållig energiförsörjning i allmänhet och leveranssäkerhet i elförsörjningen i synnerhet.” 9 mars 2015 80 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Energimyndigheten bedömde således att kostnaden på 145 miljoner kr är liten för att införa den nuvarande styrelsmetoden med brytning på ledningsnivå. Detta kan indikera det stora värdet med en väl fungerande styrelsmetod. I dagsläget är elbrist väldigt ovanligt i Sverige, det kan dock bli mer vanligt i framtiden. Svenska kraftnät har t.ex. signalerat för att när svenska kärnkraftsreaktorer börjar avvecklas, av ålderskäl och kanske också på grund av dålig lönsamhet, kommer elen inte alltid att räcka till i Sverige. I en intervju med Sveriges radio beskrev Svenska kraftnäts driftchef Erik Ek detta51: ”Vindkraften i Sverige producerar visserligen mycket el sett över ett år, men under de kalla perioder när elbehovet är som störst visar svenska kraftnäts statistik att vindkraftens bidrag är litet. Kalla vinterdagar blir det risk för elbrist och svenska kraftnät kommer i så fall att släcka ner delar av Sverige - då får man koppla bort delar av förbrukningen.” Mot bakgrund av detta kan det finnas skäl att tro att nyttan med en effektiv styrelsmetod kommer öka i framtiden. 5.13.3 Kostnadsnyttoanalys kundanläggningsnivå funktionskrav 10: Styrel på Vår bedömning utifrån diskussionerna med MSB och Energimyndigheten är att brytare på kundnivå integrerade med styrel skulle ge betydande samhällsnytta. Att kunna selektera brytning på kundnivå istället för på utgående linje skulle medge en betydligt mer precis prioritering jämfört med dagens styrelsmetod. Flera av de mätsystemleveranörer vi har varit i kontakt med har påtalat att det finns funktionalitet för gruppering av kunder och eftersom det stora jobbet (att sortera ut prioriterade kunder) redan är gjort inom styrel borde rimligen inte kostnaderna vara ohanterbara. Kostnaden för funktionskravet bedöms motsvara investeringen i brytare enligt funktionskrav 9 vilket innebär ett nuvärde år 2017 på mellan 20 och 238 miljoner kr. Vid införande av den befintliga styrelsmetoden med brytning på ledningsnivå ansåg Energimyndigheten att kostnaden på 145 miljoner kr var liten i jämförelse med nyttan. Vi bedömer därför att det inte är orimligt att även nyttan med att gå från brytning på ledningsnivå till kundanläggningsnivå skulle vara i denna storleksordning. Det finns också skäl att tro att nyttan med en väl fungerande styrelsmetod kommer att öka i framtiden om risken för elbrist i Sverige ökar. För att säkerställa om nyttan överstiger kostnaden för funktionskravet anser vi dock att en mer detaljerad utvärdering än vad som vanligt möjligt inom ramen för denna analys bör genomföras. 5.13.4 Koppling till övriga funktionskrav För funktionskrav 9 finns en koppling till följande funktionskrav: ■ 51 Funktionskrav 10 Styrel Funktionskrav 9 och 10 är båda beroende av brytare på mätaren. www.sverigesradio.se Artikel ”Svenska kraftnät varnar för elbrist i framtiden” 2014-11-11 9 mars 2015 81 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem 5.14 Funktionskrav 11: Säker datahantering och skydd från dataintrång 5.14.1 Beskrivning funktionskrav 11 Ei:s preliminära definition av funktionskravet: ■ Mätsystemet ska möjliggöra säker datahantering och skyddas från dataintrång De tillfrågade respondenterna har inte tolkat att funktionskravet skulle innebära någon förändring jämfört med nuvarande säkerhetsnivå för datahantering. Samtliga mätsystemleverantörer uppger att de har byggt in säkerhetslösningar i sina respektive mätsystem som gör att de håller en god säkerhetsnivå. Ur ett internationellt perspektiv har det varit ett stort fokus på säkerhetsfrågan med avseende på insamling av mätdata. I många europeiska länder har det funnits en oro bland allmänheten för att elmätning möjliggör en övervakning av individer vilket många har upplevt som ett integritetsproblem. I Sverige har dock dessa frågeställningar hittills inte varit lika vanligt förekommande. Troligtvis kommer mängden mätdata öka framöver och med en framtida datahubb för informationsutbyte mellan elmarknadens aktörer kommer rimligtvis även säkerhetsriskerna att växa. Om det framöver även uppstår önskemål om att Sverige ska harmoniseras med övriga europeiska länder med avseende på datasäkerhet på kan det också bidra till ytterligare skärpta krav. Samordningsrådet för smarta elnät föreslog i sitt slutbetänkande att regeringen bör uppdra åt Svenska kraftnät att i samarbete med relevanta myndigheter och aktörer klargöra vem som ska ställa upp säkerhetskrav och kontrollera efterlevnaden av dem i smarta elnät. Samordningsrådet föreslog också att Svenska kraftnät i samarbete med relevanta myndigheter och aktörer genomföra en heltäckande nulägesanalys av säkerheten i elsystemet – från produktionsanläggningar till elanvändarnas mätare52. Om det i framtiden införs skärpta säkerhetskrav för datahantering och skydd från dataintrång kommer det sannolikt att medföra kostnader för mätsystemen. 5.14.2 Bedömning funktionskrav 11 Säker datahantering och skydd från dataintrång Utifrån nuvarande definition av funktionskravet går det inte att tolka någon skillnad jämfört med mätsystemens befintliga säkerhetsnivå. Därmed går det inte heller att identifiera några kostnader eller nyttor för funktionskravet. 52 Planera för effekt! Slutbetänkande från samordningsrådet för smarta elnät, 2014 9 mars 2015 82 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem 6 Övriga kostnader och nyttor Ei och Swedac Utöver de merkostnader som presenterats ovan för funktionskrav 1 till 11 tillkommer även Ei:s egna kostnader för att ta fram regelverk för funktionskraven. Ei uppskattar den totala kostnaden för samtliga funktionskrav till ca 300 000-500 000 kr. Kostnaden bedöms inte påverkas i någon betydande mening om något enstaka funktionskrav tas bort från den föreslagna listan. Även Swedac (styrelsen för ackreditering och teknisk kontroll) kan komma att behöva justera regelverket baserat på funktionskraven. De bedömer att kostnaden kommer vara i samma storleksordning som Ei:s kostnad, det vill säga ca 300 000-500 000 kr. Sammanlagt bedöms således kostnaderna för Ei:s och Swedacs arbete med regelverken uppgå till totalt ca 600 000 – 1 000 000 kr vid införande av funktionskraven. 9 mars 2015 83 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem 7 Sammanfattad bedömning av funktionskraven Vår bedömning av kostnadsnyttoanalysen sammanfattas per funktionskrav i nedanstående tabell. Funktionskrav Bedömning kostnadsnyttoanalys 1. Nära realtidsvärden till kund Kunden får kostnadsfri tillgång till nära realtidsvärden på förbrukning. Mätaren utrustas med ett öppet, standardiserat gränssnitt som levererar nära realtidsvärden på förbrukning och i förekommande fall produktion. Kunden får tillgång till dessa värden. Om kunden endast får tillgång till realtidsnära värden för visualisering bedöms nettonuvärdet bli negativ. Adderas däremot möjligheten att styra kundanläggning på elnätstariff bedöms dock nettonuvärdet vara positivt (984 miljoner kr). Vår bedömning är att denna funktionalitet skapar förutsättning för ytterligare marknadsutveckling med stor potential till en förhållandevis låg kostnad. Eventuellt kan merkostnader tillkomma utöver vad som beräknats i denna analys för att hantera integritetsaspekten av den fysiska porten (t.ex. införa nyckellösning). 2. Historisk mätdata i mätaren för kunden Mätdata ska lagras lokalt i minst 35 dagar, dock ej längre än 60 dagar. Kunden ska kunna få tillgång till sina mätdata för de senaste 35 dagarna utan att kontakta nätföretaget. Kunden ska få tillgång till åtminstone lastkurvor med 15minutersintervall och uppgifter om avvikande spänningshändelser (+-10 procent). Kostnaderna bedöms överstiga nyttorna, teknisk lösning bedöms vara alltför kostsam och nyttorna bedöms vara begränsade. 3. Utökad mätdata Mätsystemet ska för varje fas registrera spänning, ström, energi samt aktiv och reaktiv effekt i båda riktningarna. Merkostnaderna med funktionen för mätaren bedöms som osäkra, det finns också en osäkerhet kring hur många mätare som förväntas uppfylla funktionen i nollscenariot. Enligt våra antaganden blir nuvärdet år 2017 för investeringen i mätare 0 - 48 miljoner kr. Det finns ett antal svårkvantifierade nyttor, sammantaget bedömer vi dock att nyttorna bör överstiga kostnaderna för funktionskrav 2. I kombination med funktionskrav 1, en fysisk port som möjliggör för kunden, eller av denna vald energitjänsteleverantör, att ta del av realtidsdata ökar nyttan med funktionskrav 3. Vid behov bör dock ytterligare utvärderingar av nyttorna göras på en mer detaljerad nivå än vad som varit möjligt inom ramen för detta uppdrag. 9 mars 2015 84 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Funktionskrav Bedömning kostnadsnyttoanalys 4. Fjärravläsning Mätsystemet ska tillåta fjärravläsning. Nätägaren kan fjärravläsa både schemalagt och genom enskilda avfrågningar. Alla registrerade data ska kunna fjärravläsas. Mätsystemets kommunikation ska möjliggöra en fördröjning på enskilda avfrågningar på högst 2 minuter. Utifrån den aktuella definitionen av kravet om att varje avfrågning ska besvaras inom 2 minuter är vår kvalitativa bedömning att kostnaderna överstiger nyttorna. Om kravet skulle specificeras med en mindre strikt formulering kring svarstiden skulle troligtvis kostnaderna minska avsevärt och kostnadsnyttoanalysen skulle kunna ge ett annat resultat. 5. Timregistrering av mätvärden Mätsystemet ska registrera mätvärden med en registreringfrekvens på högst 60 minuter och kunna ställas om till en registreringsfrekvens på minst 15 minuter. Mätvärden ska kunna överföras till nätföretaget senast kl 09:00 dagen efter driftsdygnet. Kostnadsnyttoanalysen visar tydligt negativt resultat för timregistrering av mätvärden med månadsvis insamling, det är framförallt elnätsföretagens löpande kostnader för mätvärdesinsamling enligt tidigare rapporter som drar ner kalkylen. Det är dock möjligt att de senaste årens teknikutveckling för kommunikation och insamling kan ha ändrat förutsättningarna så att kostnaderna för timvärdesregistrering och insamling i praktiken är lägre idag. Nyttan med funktionskravet bedöms inte komma förrän timavräkning införs, då finns stora möjligheter med exempelvis efterfrågeflexibilitet. 6. Avbrottsregistrering Mätsystemet ska kunna registrera början och slut på avbrott. Vid avbrott ska mätsystemet kunna registrera och spara uppgifter om tidpunkt för början och slut på ett avbrott i en eller flera faser. Avbrott avser både korta avbrott (0.1 sek-3 min) samt långa avbrott (över 3 min) Dessa uppgifter bör kunna skickas till nätföretaget direkt när strömmen är tillbaka. Baserat på den försumbara kostnaden för funktionskravet bedömer vi att nyttorna överstiger kostnaderna för detta funktionskrav. Värt att notera är dock att mätarna har en viss uppstartstid efter ett avbrott vilket kan påverka registreringen av multipla avbrott som infaller med kort mellanrum. En förutsättning för att nyttan med funktionskravet ska nå full potential är att kundanläggningarna kopplas om så att mätaren är spänningssatt även om kunden bryter anläggningen, detta antas i denna analys ske vid kommande mätarbyten p.g.a. kommunikationstekniska skäl för att säkerställa mätvärdesinsamlingen. Värdet med avbrottsregistrering av extremt korta avbrott, ned till 0,1 sekunder enligt funktionskravet, är sannolikt begränsat när det gäller avbrottsersättning och vid avhjälpning av pågående avbrott. En möjlig förändring av funktionskravet skulle kunna vara att undanta de extremt korta avbrotten från kravet att mätaren ska skicka meddelanden till elnätsföretaget. 9 mars 2015 85 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Funktionskrav Bedömning kostnadsnyttoanalys 7.1 Avbrottslarm Mätsystemet ska kunna skicka mätarlarm till nätföretaget. Larm ska skickas vid avbrott Mätsystemet ska också kunna signalera att anläggningen är spänningssatt igen. För enskilda larm ska mätsystemet möjliggöra en fördröjning på högst 2 minuter. Mot bakgrund av merkostnaden för kravet om leverans av enskilda avbrottslarm inom 2 minuter bedöms kostnaderna för funktionskravet vara så pass höga att de enligt vår bedömning överstiger nyttorna. Bortsett från kravet på 2 minuters leveranstid har vi genomfört en kostnadsnyttoanalys baserat på antagna kvantifierade kostnader och nyttor som resulterar i ett nettonuvärde för år 2017 för elnätsföretaget på minus 7 miljoner kr. En känslighetsanalys visar att nettonuvärdet varierar mellan minus 38 och plus 23 miljoner kr per år. Det finns dock ytterligare nyttor som inte har varit möjliga att kvantifiera. Om hänsyn även tas till det potentiella värde som en snabbare åtgärd av avbrott medför för kunderna, är bedömningen att nyttorna sammantaget överstiger kostnaderna. Vid behov bör detta dock utvärderas ytterligare. 7.2 Larm vid nollfel Mätsystemet ska kunna skicka mätarlarm till nätföretaget. Larm ska skickas vid nollfel. Mätsystemet ska också kunna signalera att anläggningen är spänningssatt igen. För enskilda larm ska mätsystemet möjliggöra en fördröjning på högst 2 minuter. Vissa ej kvantifierbara nyttor har identifierats. Antalet larm för nollfel bedöms vara relativt få och därför bedöms även nyttan med funktionskravet vara relativt liten. Beroende på leveranskravet på 2 minuter bedöms merkostnaderna för detta funktionskrav vara omfattande. Vår bedömning är att nyttorna inte kommer att överstiga merkostnaderna. Bortsett från leveranskravet om 2 minuter bedöms dock funktionskravets merkostnader vara försumbara. Bortsett från tidsaspekten antas därför nyttorna överstiga kostnaderna för funktionskravet. 7.3 Larm vid misstänkt fysisk åverkan Mätsystemet ska kunna skicka mätarlarm till nätföretaget. Larm ska skickas vid misstänkt fysisk åverkan. Mätsystemet ska också kunna signalera att anläggningen är spänningssatt igen. För enskilda larm ska mätsystemet möjliggöra en fördröjning på högst 2 minuter. Vissa ej kvantifierbara nyttor har identifierats. Antalet larm för misstänkt fysisk åverkan bedöms vara relativt få och därför bedöms även nyttan med funktionskravet vara relativt liten. Beroende på leveranskravet på 2 minuter bedöms merkostnaderna för detta funktionskrav vara omfattande. Vår bedömning är att nyttorna inte kommer att överstiga merkostnaderna. Bortsett från leveranskravet om 2 minuter bedöms dock funktionskravets merkostnader vara försumbara. Bortsett från tidsaspekten antas därför nyttorna överstiga kostnaderna för funktionskravet. 7.4 Larm vid dataintrång Mätsystemet ska kunna skicka mätarlarm till nätföretaget. Larm ska skickas vid dataintrång. Mätsystemet ska också kunna signalera att anläggningen är spänningssatt igen. För enskilda larm ska Det har inte varit möjligt att bedöma vilken funktionalitet som ska ingå i funktionskravet. Kostnadsnyttoanalys har därför inte kunnat genomföras. 9 mars 2015 86 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Funktionskrav Bedömning kostnadsnyttoanalys mätsystemet möjliggöra en fördröjning på högst 2 minuter. 8. Fjärruppgradering Mätaren ska kunna fjärruppgraderas. Uppgradering syftar till både uppgradering av mjukvara och att ändra inställningar i mätsystemet. Att införa funktionskravet innebär i princip inte någon skillnad jämfört med idag eftersom majoriteten av befintliga mätsystem redan klarar funktionskravet. Funktionskravet bedöms därför inte medföra några merkostnader. Däremot bedöms det finnas ett antal nyttor av stort värde. Nyttan överstiger därför kostnaderna med funktionskravet. 9. Fjärrpåslagning och fjärravstängning Mätsystemet ska tillåta fjärrpåslagning och fjärravstängning. Merkostnaderna för brytaren bedöms som osäkra, det finns också en osäkerhet kring hur många mätare som förväntas uppfylla funktionen i nollscenariot. Enligt våra antaganden blir nuvärdet år 2017 för investeringen i mätare mellan 20 och 238 miljoner kr. Vår bedömning är att nyttorna inte överstiger kostnaderna med funktionskravet för elnätsföretagen. Om detta funktionskrav kombineras med funktionskrav 10 ”styrel på kundanläggningsnivå” finns det en möjlighet att de sammantagna nyttorna för de två funktionskraven överstiger kostnaderna. För att säkerställa detta bör dock en mer grundlig analys av nyttan med styrel på kundanläggningsnivå göras. 10. Styrel på kundanläggningsnivå Mätsystemet ska kunna justera effektuttaget i delar av elnätet på kundanläggningsnivå. Mätsystemet ska kunna justera effektuttaget genom att fjärrledes bryta och slå på enskilda, eller flera, kundanläggningar vid situationer av höga effektuttag i elnätet Vår bedömning är att brytare på kundnivå integrerade med styrel skulle ge betydande samhällsnytta. Denna nytta bör vägas mot kostnaderna 20 till 238 miljoner kr för att installera brytare enligt funktionskrav 9 enligt nuvärdesberäkningen. Vid behov bör en mer grundlig analys av nyttan med styrel på kundanläggningsnivå göras. 11. Säker datahantering och skydd från dataintrång Mätsystemet ska möjliggöra säker datahantering och skyddas från dataintrång Funktionskravet bedöms inte medföra någon förändring jämfört med dagens situation. 9 mars 2015 87 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Appendix A - Intervjuer och enkäter Tabell 7 Aktörer som Sweco intervjuat, varav vissa även har bidragit med skriftlig input Namn på företag/organisation Typ av verksamhet Svensk Energi, Proaktiv forum Branschorganisation Samordningsrådet för smart elnät (före detta) Statligt råd, Regeringskansliet Kamstrup Mätsystemleverantör Aidon Mätsystemleverantör Ngenic Energitjänsteleverantörer One Nordic Leverantör mätvärdestjänster Maingate Leverantör telekommunikation Telenor Leverantör telekommunikation IVT Tillverkare av uppvärmningssystem APC UPS-tillverkare Mälarenergi elnät Elnätsföretag Telge energi Elhandelsföretag Fortum Markets Elhandelsföretag Svenska kraftnät Systemansvarig Energimarknadsinspektionen Myndighet Energimyndigheten Myndighet MSB (Myndigheten för samhällsskydd och beredskap) Myndighet Elsäkerhetsverket Myndighet Justitiedepartementet (fd. försvarsdepartementet) Datasäkerhetsexpert Fortum Datasäkerhetsexpert Källa: Sweco 9 mars 2015 88 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Tabell 8: Aktörer som besvarat enkät Namn på företag/organisation Typ av verksamhet Itron Mätsystemleverantör Landis+Gyr Mätsystemleverantör Echelon / NES Mätsystemleverantör Kamstrup Mätsystemleverantör Aidon Mätsystemleverantör E.ON Elnätsföretag Vattenfall Elnätsföretag Fortum Distribution Elnätsföretag Mälarenergi Elnät Elnätsföretag Kraftringen Elnätsföretag Skellefteå Kraft Elnätsföretag Göteborg energi Elnätsföretag Jämtkraft Elnätsföretag Storuman Energi Elhandelsföretag E.ON Försäljning Sverige Elhandelsföretag Fortum Markets Elhandelsföretag Telge Energi Elhandelsföretag Dalakraft Elhandelsföretag Vattenfall Elhandelsföretag Källa: Sweco 9 mars 2015 89 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Appendix B - Källor ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ Kommissionens rekommendation av den 9 mars 2012 om förberedelser för uppsättning av smarta mätsystem, 2012/148/EU Elmarknadshandboken, utgåva nr 14 B, oktober 2014 Timvärden för nätägare, Sweco, 2014 Proaktiv forum elmätare 2012, Svensk Energi Ei R2010:22, Ökat inflytande för kunderna på elmarknaden, Timmätning för elkunder med abonnemang om högst 63 ampere Subsidies and cost of EU energy – An interim report, Annex 1-3,2014 Energimyndigheten, energieffektiviseringspotentialen för infrastrukturen för gas och el dnr 2012-9091 Economic Impact of Demand Response on Costs to Distribution System Operators, Koliou et al IAEE NY, Examensarbete KTH, 2014 Systemeffekter av timvis mätning, Sweco, 2011 Study on the effective integration of Distributed Energy Resources for providing flexibility to the electricity system, Sweco, 2015 Smarta mätsystem och smarta mätfunktioner, Sweco, 2014 Elforsk rapport 14:26 Framtida krav på elnäten Artikel Helsingborgs Dagblad, 16 februari 2015, Ny typ av elmätare öppnar för småskalig solenergi Elmätarens roll i framtidens elnät, Examensarbete Uppsala universitet, Persson och Svanberg 2014 Ei R2014:05 Uppföljning av timmätarreformen Elforsk 13:98 Dimensioning of smart power grids for the future Ei Avbrottsstatistik 2013 års nyckeltal över elnätsföretagens elavbrott ER 2007:38 Prioritering av elanvändare vid elbrist – Slutrapport från Energimyndighetens Styrel-projekt åren 2004-2007 Planera för effekt! Slutbetänkande från samordningsrådet för smarta elnät, 2014 Energivisualisering via display, Förändras beteendet när hyresgästerna har möjlighet att följa sin elförbrukning? Rapport Chalmers 2012 www.energimyndigheten.se www.sverigesradio.se, Artikel ”Svenska kraftnät varnar för elbrist i framtiden” 20141111 Kvalitetsjustering av intäktsram för elnätsföretag, reviderad metod inför tillsynsperiod 2016-2019 SCB El-, gas- och fjärrvärmeförsörjningen 2013 EN 11 SM 1401 9 mars 2015 90 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem Appendix C - Preliminära Funktionskrav Mätsystem 1. Kunden får kostnadsfri tillgång till nära realtidsvärden på förbrukning. Mätaren utrustas med ett öppet, standardiserat gränssnitt som levererar nära realtidsvärden på förbrukning och i förekommande fall produktion. Kunden får tillgång till dessa värden. 2. Mätdata ska lagras lokalt i minst 35 dagar, dock ej längre än 60 dagar Kunden ska kunna få tillgång till sina mätdata för de senaste 35 dagarna utan att kontakta nätföretaget. Kunden ska få tillgång till åtminstone lastkurvor med 15minutersintervall och uppgifter om avvikande spänningshändelser (+-10 %). Det ska finnas automatiserade funktioner för radering av lagrade mätdata. 3. Mätsystemet ska för varje fas registrera spänning, ström, energi samt aktiv och reaktiv effekt i båda riktningarna. 4. Mätsystemet ska tillåta fjärravläsning. Nätägaren kan fjärravläsa både schemalagt och genom enskilda avfrågningar. Alla registrerade data ska kunna fjärravläsas. Mätsystemets kommunikation ska möjliggöra en fördröjning på enskilda avfrågningar på högst 2 minuter. 5. Mätsystemet ska registrera mätvärden med en registreringfrekvens på högst 60 minuter och kunna ställas om till en registreringsfrekvens på minst 15 minuter. Mätvärden ska kunna överföras till nätföretaget senast kl 09:00 dagen efter driftsdygnet. 6. Mätsystemet ska kunna registrera början och slut på avbrott. Vid avbrott ska mätsystemet kunna registrera och spara uppgifter om tidpunkt för början och slut på ett avbrott i en eller flera faser. Avbrott avser både korta avbrott (0.1 sek-3 min) samt långa avbrott (över 3 min) Dessa uppgifter bör kunna skickas till nätföretaget direkt när strömmen är tillbaka. 7. Mätsystemet ska kunna skicka mätarlarm till nätföretaget. Larm ska skickas vid 1) avbrott, 2) nollfel, 3) misstänkt fysisk åverkan och 4) dataintrång. Mätsystemet ska också kunna signalera att anläggningen är spänningssatt igen. För enskilda larm ska mätsystemet möjliggöra en fördröjning på högst 2 minuter. 8. Mätaren ska kunna fjärruppgraderas. Uppgradering syftar till både uppgradering av mjukvara och att ändra inställningar i mätsystemet. 9. Mätsystemet ska tillåta fjärrpåslagning och fjärravstängning. 9 mars 2015 91 A report to Energimarknadsinspektionen Funktionskrav Mätsystem 10. Mätsystemet ska kunna justera effektuttaget i delar av elnätet på kundanläggningsnivå. Mätsystemet ska kunna justera effektuttaget genom att fjärrledes bryta och slå på enskilda, eller flera, kundanläggningar vid situationer av höga effektuttag i elnätet 11. Mätsystemet ska möjliggöra säker datahantering och skyddas från dataintrång 9 mars 2015 92 A report to Energimarknadsinspektionen About Sweco Sweco’s experts are working together to develop total solutions that contribute to the creation of a sustainable society. We call it sustainable engineering and design. We make it possible for our clients to carry out their projects not only with high quality and good economy but also with the best possible conditions for sustainable development. With around 9,000 employees, Sweco is among the largest players in Europe and a leader in several market segments in the Nordic region and Central and Eastern Europe. Sweco Energy Markets delivers value to our clients through deep insights on energy markets. We work with market design, regulation and market analysis. We support a continuous development of the market and help our clients to effectively participate on the energy markets. Insights. Delivered. Sweco Gjörwellsgatan 22 P.O. Box 34044 SE-100 26 Stockholm, Sweden Telephone +46 8 695 60 00 Fax +46 8 695 60 90 www.sweco.se Sweco Energuide AB Reg. No. 556007-5573 Stockholm Member of the Sweco group
© Copyright 2024