Framtidens nett
Offentlig Framtidens nett Utfordringer og muligheter for nettselskapene © 2015 THEMA Consulting Group Om prosjektet Om notatet Prosjektnummer: ENO-2015-04 Notatnummer: 2015-03 Oppdragsgiver: Energi Norge ISBN-nummer: 978-82-93150-76-3 Prosjektdeltakere: Kristine Fiksen, Åsmund Jenssen, Silje Harsem Ferdigstilt: 29. mai 2015 Innhold Innledning ............................................................................................................................................................ 3 Bakgrunn .............................................................................................................................................................................................. 3 Hva er «smarte nett»?.......................................................................................................................................................................... 3 Hvilken nytte kan vi ha av fleksibilitet? ................................................................................................................................................. 3 Nett gir fleksibilitet i dag – vil andre aktører tilby fleksibilitet i framtiden? ............................................................................................ 4 Regulatoriske rammer og markedsdesign ........................................................................................................... 5 Hva blir nettselskapenes rolle i «smarte» nett? ................................................................................................................................... 5 Fremmer inntektsrammereguleringen utviklingen av smarte nett? ...................................................................................................... 6 Betydningen av forbruksutviklingen for inntektsrammen ...................................................................................................................... 9 Konkretisering av smartere nett og fleksibilitet .................................................................................................... 9 Måling, analyse og automatikk i D-nettet ............................................................................................................................................. 9 Forbrukerfleksibilitet i D-nettet ........................................................................................................................................................... 10 Mulighet for fleksibilitet fra produksjon i D-nettet? ............................................................................................................................. 11 Muligheter og utfordringer i framtidens kraftsystem ........................................................................................... 14 Referanser ........................................................................................................................................................ 15 Om THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6 0158 Oslo, Norway Foretaksnummer: NO 895 144 932 www.thema.no THEMA Consulting Group tilbyr rådgivning og analyser for omstillingen av energisystemet basert på dybdekunnskap om energimarkedene, bred samfunnsforståelse, lang rådgivnings-erfaring, og solid faglig kompetanse innen samfunns- og bedrifts-økonomi, teknologi og juss. Ansvarsfraskrivelse: THEMA Consulting Group AS (THEMA) tar ikke ansvar for eventuelle utelatelser eller feilinformasjon i denne rapporten. Analysene, funnene og anbefalingene er basert på offentlig tilgjengelig informasjon og kommersielle rapporter. Visse utsagn kan være uttalelser om fremtidige forventninger som er basert på THEMAs gjeldende markedssyn, -modellering og –antagelser, og involverer kjente og ukjente risikofaktorer og usikkerhet som kan føre til at faktisk utfall kan avvike vesentlig fra det som er uttrykt eller underforstått i våre uttalelser. THEMA fraskriver seg ethvert ansvar overfor tredjepart. 2 investeringer, samt diskutere mulig fleksibilitet på forbruks og produksjonssiden i distribusjonsnettet. Innledning Økt grad av uregulert og distribuert kraftproduksjon kan øke kompleksiteten nettdriften, og forbruket i alminnelig forsyning kan endre seg betydelig framover. Økt bruk av IKT, blant annet ved innføringen av AMS, kan gi bedre forutsetninger for en mer effektiv nettdrift og riktigere investeringer. Kapasiteten i nettet tilpasses i dag til behovene på forbruks- og produksjonssiden. En større grad av tilpasning (fleksibilitet) fra forbruk og produksjon kan gi økt kostnadseffektivitet i distribusjonsnettet dersom det utnyttes på en god måte og egenskapene oppfyller nettselskapets behov. Hva er «smarte nett»? Det finnes mange ulike definisjoner på «smarte» nett, men gjennomgående inkluderer definisjonene utstrakt bruk av IKTløsninger for å oppnå mer kostnadseffektiv drift og investeringer i nettet. Mange definisjoner inkluderer også utnyttelse av fleksibilitet på produksjons- og forbrukssiden slik at samlet utnyttelse av både produksjon og nett optimaliseres. Særlig stor nytte kan man ha av «smarte» løsninger i et kraftsystem med mye uregulerbar og distribuert kraftproduksjon. ERGEG1 definerer «Smart Grid» slik: «Smart Grid er et kraftnett som kostnadseffektivt kan integrere atferd og handlinger til alle dets brukere – produsenter, konsumenter og de som er begge deler– for å sikre et bærekraftig og kostnadseffektivt kraftsystem, med lave tap og høy kvalitet, forsyningssikkerhet og sikkerhet.» Bakgrunn Økt bruk av IKT-systemer kan effektivisere drift og gi bedre grunnlag for investeringsbeslutninger i distribusjonsnettet. Tre forhold gjør dette særlig aktuelt de neste årene; Figur 1: Illustrasjon på «smarte» nett en økning i uregulert produksjon i distribusjonsnettet som øker kompleksiteten i nettdriften på lavere nettivåer endringer i forbruk i alminnelig forsyning med innføring av effektintensive apparater og økte krav til energieffektivisering som samlet sett kan gi lav brukstid i nettet innføring av nye målere (AMS) hos alle forbrukere som øker mengden data og informasjon om bruk og relevant driftsinformasjon Både «smarte nett» og utnyttelse av fleksibilitet for å utsette/ redusere nettinvesteringer blir diskutert i mange ulike sammenhenger. Også EU Kommisjonen har fokus på «smart» teknologi og fleksibilitet, og har kommentert at disse to temaene vil tas opp i henholdsvis et mulig oppdatert Energieffektiviseringsdirektiv og den fjerde energipakken. Kilde: Hitachi.com (2015) Hvilken nytte kan vi ha av fleksibilitet? Alle deler av kraftsystemet har nytte av fleksibilitet fra produksjon og forbruk på ulike måter og ulike tidshorisonter, se eksempler i figuren under. Det er verdt å merke seg at det kan være ulike mottakere for den tilgjengelige fleksibiliteten. Det kan være markedet i seg selv (ved prisdannelsen i spot), Statnett som systemoperatør og nettselskaper, se Figur 2. Dette notatet er ment som et innspill i diskusjonen, der vi vurderer noen muligheter og begrensninger ved ny teknologi og utnyttelse av fleksibilitet hos nettselskapets kunder. Vi vil ikke presentere hvordan IKT og fleksibilitet bør utnyttes i distribusjonsnettet, men snarere gi noe mer innsikt i rammene som må tas hensyn til når dette diskuteres. I dette notatet vil vi fokusere på fleksibilitet på forbruks- eller produksjonssiden som kan utnyttes for bedre drift i distribusjonsnettet eller bidra til reduserte (evt. utsatte) investeringer for det lokale nettselskapet. Andre mulige nyttevirkninger og utfordringer som følge av økt bruk av fleksibilitet lar vi ligge i denne omgang. Fleksibilitet utnyttet i systemtjenester eller i prisdannelsen kan imidlertid påvirke driften av distribusjonsnettet. Vi vil derfor kort kommentere dette. Først vil vi definere begrepet smarte nett og ulike typer av fleksibilitet. Deretter vil kommentere noen mulige mekanismer for å utløse fleksibilitet og vurdere samspillet mellom dagens økonomiske regulering og utviklingen av smarte nett på prinsipielt grunnlag, samt hvordan forbruksutviklingen kan påvirke inntektsrammen for nettselskap. Til slutt vil vi gi noen eksempler på hvordan smartere nett kan påvirke nettselskapenes drift og 1 European Regulators Group for Electricity and Gas (ERGEG), 3 Man kan derfor si at nettet tilbyr fleksibilitet ved å møte behovene til både forbruk og produksjon som er tilknyttet nettet. Spørsmålet som ofte diskuteres i forbindelse med «smarte nett» som vist innledningsvis, er om produksjon og forbruk i større grad skal tilpasse seg behov i nettet, og tilby sin fleksibilitet til nettselskapet. En slik tilnærming er til en viss grad tatt i bruk i sentralnettet, men representerer en stor endring for både forbrukere/ produksjon og netteiere i distribusjonsnettet, og samfunnsøkonomisk kostnadseffektivitet må ligge til grunn for endringen. Systemtjenester Balansering, håndtering av flaskehalser og feilsituasjoner Nettdrift Ved feil og utkoblinger Leveringskvalitet Prisdannelsen (spot) Tilpasninger ved pris-sensitivitet på tilbuds- og etterspørselssiden gir en bedre prisdannelse Nettinvesteringer Dersom forbruket nærmer seg kapasitetsgrensen, kan reduksjon av topplast redusere nettinvesteringer År Dag-mnd Driftstimen Figur 2: Typer nytte ved fleksibilitet i kraftsystemet I tillegg til nett, produksjon og forbruk, kan ulike typer lager tilby fleksibilitet i distribusjonsnettet. Lager kan være batterier i nett, hos produsenter eller forbrukere. Magasiner i vannkraft er et eksempel på lager på produksjonssiden som har stor fleksibilitet både over dagen og mellom sesonger (avhengig av størrelse). Også forbruk av elektrisitet kombinert med lagring av varme (eller kulde), f.eks. i form av oppvarmet (eller nedkjølt) vann, er relevante. Økt samspill mellom strøm og fjernvarme kan også øke tilgangen på fleksibilitet i distribusjonsnettet. Statnett har ansvaret for at forbruk og produksjon er balansert til enhver tid og at kraftsystemet som helhet skal fungere. Fleksibilitet fra både produksjon og forbruk benyttes av Statnett for det formålet. Opp- og nedregulering av anlegg som er tilknyttet i distribusjonsnettet kan løse utfordringer i overliggende nett, men skape noen nye utfordringer (f.eks. spenningsutfordringer) i distribusjonsnettet. Figur 3: Kilder til fleksibilitet i kraftsystemet Nett Produksjon fra regulerbar vannkraft optimaliseres ofte ut fra variasjoner i priser i kraftsystemet, mens forbrukssiden i mindre grad tilpasser seg prisvariasjoner fra time til time – selv om forbrukerne reduserer sitt forbruk i perioder med særlig høye strømpriser. Dersom forbrukssiden i større grad tilpasser forbruket over døgnet og bruker mer strøm i timer med lave priser, kan det øke topplasten i distribusjonsnettet dersom lave spotpriser sammenfaller med topplast. Fleksibilitet som løser noen utfordringer i prisdannelsen eller i overliggende nett, kan dermed være krevende å håndtere for distribusjonsnettselskapene. Produksjon Lager Hvilken type av fleksibilitet som bør tas i bruk for å gi tilstrekkelig leveringssikkerhet og leveringskvalitet for strøm, avhenger av hvilken aktør som best kan dekke behovet på en effektiv måte, vurdert opp mot kostnader, tilgjengelighet og pålitelighet. Nett gir fleksibilitet i dag – vil andre aktører tilby fleksibilitet i framtiden? Kostnadsnivået er ofte knyttet til volumet, slik at utnyttelse av fleksibilitet fra små laster (f.eks. i husholdninger) ofte er mer kostbart enn store laster (f.eks. i industrien), men mange forhold kan påvirke kostnadsnivået. Fleksibilitet kan generelt defineres som «et systems ubrukte potensial for endring»2. Pr. i dag er det som regel ledig kapasitet i distribusjonsnettet slik at nivået og profilen på forbruk og produksjon kan endres dersom de ønsker det. Dersom det ikke finnes overkapasitet, må nettselskapene bygge nytt eller oppgradere eksisterende nett slik at nettets brukere har mulighet for å endre sitt forbruk eller produksjon uten at leveringssikkerheten eller –kvaliteten forringes. Nettselskapenes plikt til å legge til rette for endringer er regulert ved tilknytningsplikt for nytt forbruk og ny produksjon (som er gitt konsesjon eller ikke har konsesjonsplikt). Ledig kapasitet oppstår både fordi noe ekstra kapasitet koster lite når man først bygger nett og fordi behovet for nett kan utvikle seg raskere enn tiden det tar å bygge ny nettkapasitet. 2 Forbruk Verdien av ulike typer av fleksibilitet avhenger ofte av egenskaper knyttet til tilgjengelighet, det vil si om fleksibiliteten er tilgjengelig når man trenger den (f.eks. om den er avhengig av utetemperatur), hvor lang tid det tar før lasten/ produksjonen kan kobles ut/ inn (responstid), hvor lenge lasten/ produksjonen kan være koblet ut/ inn (f.eks. noen timer eller flere dager) og hvor lenge lasten/ produksjonen må være koblet ut/ inn før den kan kobles ut/ inn på nytt. I tillegg må fleksibiliteten være pålitelig, det vil si at man kan være sikker på at lasten/ produksjonen blir koblet ut eller inn og at man kan måle og avregne endringer i forbruket/ produksjonen. Ifølge Gregory Bateson 4 Regulatoriske rammer markedsdesign Gjennom riktige prissignaler til produksjon og forbruk som reflekterer de marginale kostnadene ved kundens bruk av nettet – eventuelt gjennom å kjøpe ut forbruk/ produksjon når det er kapasitetsproblemer i nettet Gjennom å selv utnytte de mulighetene IKT gir for mer kostnadseffektiv drift og bedret forsynings- og leveringskvalitet og Også i utviklingen av smartere nett vil krav til nettselskapene om kostnadseffektivitet og nøytralitet bestå. Dette vil danne rammen for hvordan nettselskapene kan utnytte fleksibilitet og hvilke typer markedsmekanismer som kan benyttes. Nettreguleringen påvirker omfanget og tidspunktet for utbredelsen av smarte nettløsninger. NVEs gjeldende økonomiske regulering gir generelt incentiver til å velge de mest kostnadseffektive løsningene, enten de er IKTtiltak og smart nettdrift eller mer tradisjonelle investeringer i nettanlegg. Det er enkelte elementer som trekker i retning av at tradisjonelle nettinvesteringer er mer lønnsomme enn IKT-tiltak og smart drift i noen tilfeller, men den praktiske relevansen av disse tilfellene er trolig begrenset. Samtidig trekker sterkere incentiver til FoU i motsatt retning. I hovedsak virker nettreguleringen relativt nøytralt på beslutningene om nettinvesteringer kontra IKT-tiltak. Tariffene skal utformes slik at de i størst mulig grad gir signaler om effektiv utnyttelse og utvikling av nettet. Samtidig skal tariffene være bygd på objektive kriterier og ikke forskjellsbehandle kunder unntatt når det er objektive og kontrollerbare kriterier basert på relevante forhold i nettet (Kontrollforskriften3). Tariffene skal også være forståelige for kundene. Sentral- og regionalnettet har i stor grad utnyttet de mulighetene ulike typer av IKT-løsninger gir for god drift og investering i nett. Statnetts rolle som systemansvarlig gir dem mulighet til å ta i bruk markedsløsninger for å utløse fleksibilitet i både produksjon og forbruk til å håndtere ubalanser, flaskehalser og andre driftsutfordringer. I distribusjonsnettet benyttes IKT-løsninger og automatikk i liten grad. Dette er imidlertid i ferd med å endre seg. Nye målere skal installeres hos alle små forbrukere (nettkunder med forbruk under 100 000 kWh) innen 1. januar 2019. Disse målerne gir «Smart Strøm» ved at de måler forbruket time for time og overfører måleverdiene automatisk hver dag til nettselskapet uten at forbrukeren selv må lese av måleren. Nettselskapet får dermed rask tilgang på riktige måledata, noe som gir grunnlag for bedre drift og investeringer. Det er ingen regulatoriske begrensninger for å ta i bruk IKT-verktøy i form av målinger, analyse og styring i nettdriften per i dag, og det er opp til nettselskapene å velge løsninger som gir god og effektiv drift og utvikling av nettet. Distribusjonsnettselskapene har per i dag relativt vide fullmakter i utforming av tariffer, inkludert muligheten for å gi rabatt i nettleien til fleksibelt forbruk. Ut over dette har nettselskapene ingen muligheter til å utløse fleksibilitet lokalt. Hva blir nettselskapenes rolle i «smarte» nett? Kostnadseffektivitet ot nøytralitet vil bestå som grunnprinsipper i nettregulering Nettvirksomhet er monopolvirksomhet og er derfor gjenstand for streng regulering. Nettselskapene utfører en samfunnsoppgave, og har derfor en viktig rolle i å sikre at utbygging og drift av nettet utføres på en kostnadseffektiv måte som er til beste for samfunnet. Det stilles også krav om at nettselskapene skal opptre objektivt og ikke-diskriminerende overfor sine kunder. Nettselskapets rolle i å utløse fleksibilitet hos brukerne av nettet diskuteres, men krav til nøytralitet og likebehandling kan legge en del begrensninger på hvilken rolle nettselskapet kan ta. Alle mekanismer for økt utnyttelse av fleksibilitet fra de som er tilknyttet nettet stiller økte krav til nettselskapene. I den grad det skal åpnes for mer lokale/regionale fleksibilitetsmekanismer der nettselskapene er involvert, oppstår det en diskusjon om nettselskapenes rolle og nøytralitet, det vil si risikoen for sammenblanding av kommersielle interesser (egen produksjon i samme selskap/konsern), og nettvirksomhetens insentiver for investeringer i ny kapasitet eller kjøp av fleksibilitet. Det er viktig at nettselskapet opptrer som en nøytral markedstilrettelegger, og at andre aktører i størst mulig grad håndterer markedsaktiviteter. Økt bruk av IKT og nye muligheter for fleksibilitet på forbruks- og produksjonssiden vil ikke endre de overordnede reguleringsmålene. Nye muligheter i «SmartGrid»-løsninger kan derfor ikke vurderes uavhengig av nettselskapenes regulering og markedsdesign for øvrig. Nettselskapets rolle i «smarte» nett er todelt Ifølge CEER (2014) kan det være aktuelt at nettselskapene får en rolle i styring av produksjon og forbruk, men at dette kan kreve et Nettselskapene kan bidra til utvikling av «smarte» nett på to måter: Forskrift om økonomisk og teknisk rapportering, inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer. 3 5 tett samarbeid med TSOen og en sterkere grad av nøytralitet enn det som kreves i dag. Nettselskapene kan også være en kjøper av fleksibilitet så lenge innkjøpet er foretatt på en ikkediskriminerende måte. CEER (2014) foreslår også at nettselskapene kan ta i bruk fleksibilitet fra lager så lenge det begrenses til å løse nettspesifikke utfordringer. ende opp med svært mange og kortvarige prisområder i Norge, og det er svært usikkert hvor prisfølsomt forbruk og produksjon i området er. Man kan også tenke seg at det etableres markeder for kjøp og salg av fleksibilitet i form av opp/ nedregulering av produksjon og forbruk. Slike markeder og –mekanismer kan utformes på mange ulike måter, og etablering og utforming bør utledes av at behovet er godt definert og at en slik markedsløsning er den mest egnede måten å håndtere utfordringer i nettet. Uansett løsning er det fortsatt et betydelig arbeid som gjenstår for å etablere gode løsninger for fleksibilitet i distribusjonsnettet. Hva er mulige mekanismer for fleksibilitet i D-nettet? Man kan også se for seg at noen produsenter ikke gis tilgang til nettet i spesielle situasjoner gjennom pålagt nedregulering. En slik tvungen nedregulering bør kun skje dersom betalingsvilligheten for nett er lav, eller det ikke er samfunnsøkonomisk lønnsomt å investere i nytt nett for å tilfredsstille behovet for kapasitet. Det finnes muligheter innenfor dagens regulering for å begrense produksjon fra nye anlegg når det er kapasitetsutfordringer i nettet i korte perioder fram til nettet er ferdig utbygd. En slik håndtering av flaskehalser er mest naturlig å tenke seg for kortvarige produksjonstopper som oppstår når kraftprisene uansett er lave. Det finnes en rekke ulike mekanismer som kan bidra til økt aktivering av fleksibilitet på forbruks- og produksjonssiden. Rollen nettselskapene vil få, avhenger i stor grad av hvilken type mekanismer som blir valgt. Noen roller kan også stille økte krav til nøytralitet i nettselskapenes organisering og opptreden. Noen mulige mekanismer som kan utløse fleksibilitet fra produksjon og forbruk i distribusjonsnettet er: Utforming av tariffer Prisområder Lokale/ regionale markeder for opp- og nedregulering Pålagt opp- og nedregulering Fremmer inntektsrammereguleringen utviklingen av smarte nett? Gjennom nettariffene gir nettselskapet prisinsentiver til sine forbruks- og produksjonskunder som i større eller mindre grad kan gi insentiver til fleksibilitet. For at prissignaler i nettleien skal være effektive i samfunnsøkonomisk forstand, er det viktig å unngå å gi prissignaler om redusert forbruk på tidspunkt når det ikke er kapasitetsmangel i nettet. Utforming av tariffer i distribusjonsnettet er aktuelt i 2015 på grunn av NVEs høring om mulig standardisering og innføring av effekttariffer for alle kunder i distribusjonsnettet etter innføring av AMS. Hvilken rolle nettselskapene får i utforming av tariffer i eget område, avhenger dermed hvor strengt tariffutformingen reguleres av NVE. CEER (2011) påpeker at det er større behov for regulering og standardisering av nettariffer i land med mange nettselskaper for å unngå at kompleksitet skal redusere tilbudet av forbrukerfleksibilitet utløst av tjeneste- og kraftleverandører. Se for øvrig THEMAs notat 2015-04 «Kommentar til NVEs konsepthøring om tariffer». Regulering av smarte nett er krevende og diskuteres nå i flere land IKT-investeringer og tiltak for smartere nettdrift utgjør et alternativ til investeringer i tradisjonelle nettanlegg som linjer og transformatorer. Spørsmålet er hvilke konsekvenser ulike tiltak har for nettselskapenes inntekter innenfor NVEs gjeldende inntektsrammeregulering. Hovedkonklusjonen er at NVEs nettregulering fungerer relativt nøytralt, det vil si at den belønner de mest effektive tiltakene uavhengig av om det er nettinvesteringer eller IKT-løsninger. Det er enkelte elementer i reguleringen som trekker i retning av at nettinvesteringer er mer lønnsomt enn driftstiltak i spesielle situasjoner, men vi har ikke grunnlag for å si at disse tilfellene har noe særlig omfang i praksis. Det må også tas hensyn til incentivordningen som gir rom for finansiering av FoU-prosjekter over inntektsrammen. I det følgende diskuterer vi noen av de sentrale sammenhengene på prinsipielt grunnlag. Hovedformålet med drøftingen er å identifisere de viktigste mekanismene i dagens regulering og incentivene de gir. For å gi anbefalinger om konkrete regulatoriske veivalg kreves det en mer omfattende analyse både prinsipielt og empirisk. Det finnes noen mekanismer for å fremme fleksibilitet i dagens tariffer. Lav nettleie til kunder som kan kobles fra når forhold i nettet tilsier det, er som nevnt et eksempel på akseptert forskjellsbehandling mellom kunder. Flaskehalser i distribusjonsnettet kan i prinsippet, på samme måte som i sentralnettet, avhjelpes ved å definere et eget prisområde bak flaskehalsen. En slik ordning vil gi en høy/ lav spotpris innenfor området, og dermed gi sterke signaler til forbruk og produksjon om tilpasninger. EC Group (2015) omtaler dette som en teoretisk «elegant» løsning, men at de praktiske komplikasjonene gjør prisområder som en lite egnet løsning i distribusjonsnettet. Man kan Sammenhengen mellom nettreguleringen og utviklingen av smarte nett er for øvrig et spørsmål som er på agendaen til reguleringsmyndighetene i stadig flere land, blant annet i Storbritannia og Tyskland. Storbritannia har gjennomført omfattende endringer i 6 reguleringen av distribusjonsnettet fra 2015 der et av hovedmålene er å stimulere til mer innovasjon (den såkalte RIIOmodellen). Tyskland har nylig gjennomført en evaluering av den gjeldende nettreguleringen og vil i tiden som kommer vurdere nærmere ulike endringsforslag for kommende reguleringsperioder (ARegV 2.0). Utviklingen av den tyske nettreguleringen ses i sammenheng med (Energiewende), hvor IKT og smarte nettløsninger blir et viktig element i styringen av et system med mye fornybar kraftproduksjon som er lite forutsigbar og lite regulerbar. Det er hensiktsmessig å drøfte disse to hver for seg. I første omgang diskuterer vi effekten av tiltakene ut fra perspektivet til et enkeltselskap, men vi kommer tilbake til generelle bransjevirkninger senere. Drøftingen er prinsipiell. Det faller utenfor rammen av dette notatet å tallfeste de ulike virkningene. Virkninger på kostnadsnormen Vi diskuterer først virkningen på kostnadsnormen. Vi ser bort fra virkninger via de geografiske rammevilkårsvariablene i den videre diskusjonen. I stedet diskuterer vi konsekvensene av ulike tiltak i nettet for kostnader og målt output. Outputvariablene i dagens modell for distribusjonsnettet er antall nettstasjoner, antall abonnementer og antall km høyspentnett. Vi gir i dette notatet noen prinsipielle innspill som er ment som grunnlag for videre diskusjon blant Energi Norge sine medlemmer. Kort om gjeldende inntektsrammeregulering Nettselskapenes inntektsrammer bestemmes som et veid gjennomsnitt av selskapenes historiske kostnader og en kostnadsnorm. På landsbasis kalibreres kostnadsnormene slik at selskapenes inntekter er lik de forventede kostnadene. I tillegg gjøres det en etterjustering for å sikre at summen av inntektsrammene er lik bransjens faktiske kostnader over tid. Nettinvesteringen vil øke kapitalkostnadene (avkastning og avskrivninger). Dersom output er uendret, vil økte kostnader entydig medføre lavere DEA-resultat og dermed lavere kostnadsnorm alt annet likt. Dersom investeringene medfører økt output, eller andre kostnader (KILE, tap, drift og vedlikehold) reduseres, kan imidlertid investeringen gi økt DEA-resultat og økt kostnadsnorm. Det avhenger av forholdet mellom økningen i output og kostnader. Kostnadsnormen bestemmes litt forenklet av forholdet mellom nettselskapenes samlede kostnader (inklusive KILE) og målt output, korrigert for geografiske rammevilkår. Dette forholdet beregnes ved hjelp av NVEs DEA-modell. Jo høyere DEA-resultat, desto større kostnadsnorm (som følge av metoden for måling av kapitalkostnader måler ikke modellen i NVEs utforming kostnadseffektivitet i streng forstand). IKT-investeringen og det tilhørende driftstiltaket vil i utgangspunktet ikke påvirke output slik DEA-modellen er utformet i dag. Dersom tiltakene gir lavere kostnader netto over tid, vil DEAresultatet øke (lavere kostnader og uendret output). Uten påvirkning på andre kostnader vil DEA-resultatet entydig gå ned og føre til lavere kostnadsnorm. IKT og nettinvesteringer som alternative tiltak Figur 4: Sammenligning nett og IKT-investering. Stilisert eksempel uten investeringer i stasjon Nettinvesteringer og IKT-tiltak har mange komplekse virkninger som gjør det utfordrende å analysere konsekvensene for lønnsomheten. For å belyse de prinsipielle virkningene vil vi ta utgangspunkt i et stilisert eksempel der vi ser på følgende to tiltak: 1. 2. Nettlengde/ kostnader En IKT-investering kombinert med økte driftskostnader (for eksempel mer/dyrere bemanning) En tradisjonell nettinvestering (ny linje/transformator) Ny nettlinje Vi antar i utgangspunktet at de to tiltakene har samme kostnad målt i nåverdi over en viss tidshorisont. Det vil si at vi tar hensyn til eventuelle utskiftingskostnader for IKT-tiltaket, gitt at dette har kortere levetid enn nettinvesteringen (noe som er rimelig å anta). Videre antar vi at det ikke er noen forskjell mellom tiltakene med hensyn til oppfyllelse av lovpålagte og forskriftsfestede krav (tilknytningsplikt, spenningskvalitet, HMS med mer). Tiltakene gjennomføres i distribusjonsnettet. IKT Kunder/ kostnader For illustrasjonens skyld antar vi nå at IKT-tiltaket og nettinvesteringen reduserer KILE-kostnadene med samme beløp og at output ikke påvirkes med noen av tiltakene. Anta videre at reduksjonen i KILE-kostnader er høyere målt i nåverdi enn kostnaden ved begge tiltakene. Da vil DEA-resultatet og kostnadsnormen entydig øke uansett tiltak, siden totalkostnadene går ned. Tiltakene vil påvirke inntektsrammen til selskapet gjennom to hovedkanaler: Kostnadsnormen Kostnadsgrunnlaget 7 Hvis IKT-tiltaket er billigere enn nettinvesteringen, vil kostnadsnormen øke mest ved gjennomføring av IKT-tiltaket. Dersom nettinvesteringen er billigst, vil nettinvesteringen gi den største økningen i kostnadsnormen. Det vil si at reguleringen gir de riktige incentivene samfunnsøkonomisk sett. Det kan reises spørsmål om hvordan avskrivningstider påvirker lønnsomheten av ulike tiltak. IKT-investeringer har kortere avskrivningstider enn linjer og transformatorer. Så lenge de regulatoriske avskrivningstidene er lik de økonomiske levetidene for ulike typer anlegg, vil nåverdien av avkastning og avskrivninger i kostnadsgrunnlaget for to tiltak være den samme når vi måler over en felles tidshorisont (og tar hensyn til reinvesteringer), selv om levetiden er ulik. Isolert sett skal derfor de regulatoriske avskrivningstidene ikke påvirke valget mellom ulike tiltak. Dette gjelder både med hensyn til kostnadsgrunnlaget og kostnadsnormen. Dersom alternativet til IKT-tiltaket er en reinvestering eller en nyinvestering som ikke påvirker output i DEA-modellen, vil altså reguleringen fungere helt nøytralt. Dersom nettinvesteringen medfører at det bygges nye linjer eller nettstasjoner, blir diskusjonen mer komplisert. Da kan en relativt sett dyr nettinvestering på visse vilkår bli mer lønnsom enn et relativt billig IKT-tiltak. Det er i så fall en samfunnsøkonomisk uheldig løsning. Vi har imidlertid ikke grunnlag for å si at slike tilfeller har et betydelig omfang. Det er også slik at en IKTinvestering med høy samfunnsøkonomisk lønnsomhet likevel kan være mer lønnsom enn en tradisjonell nettinvestering som øker output (dersom outputøkningen ikke er stor nok til å motvirke forskjellen i samfunnsøkonomisk lønnsomhet). Andre virkninger Avslutningsvis kan kalibreringsmekanismen ha betydning for den relative lønnsomheten av ulike tiltak. I prinsippet vil én krone i kapitalkostnader ha samme virkning på inntektsrammene som én krone til driftstiltak, alt annet likt. Med NVEs gjeldende kalibreringsmekanisme, der selskapenes avkastningsgrunnlag brukes som vekter, vil imidlertid kapitalkostnader gi større effekt på inntektsrammen enn tilsvarende driftskostnader. Det vil si at det isolert sett er mest lønnsomt å investere framfor å bruke penger på drift, gitt at tiltakene ellers er like. Av samme årsak er det mindre lønnsomt å spare investeringer enn å kutte en tilsvarende sum i driftskostnader. Igjen er det slik at dersom IKT-tiltaket kan aktiveres, vil kalibreringsmekanismen fungere nøytralt mellom IKT-tiltak og nettinvesteringer. Det må også skilles mellom virkningene for enkeltselskaper ved at de gjør noe annerledes enn andre og virkningene av en bransjetrend. Dersom alle nettselskaper velger IKT-tiltak og driftstiltak i stedet for tradisjonelle nettinvesteringer, er det den innbyrdes effektiviteten mellom selskapene som bestemmer virkningene på kostnadsnormen for enkeltselskaper, ikke valget mellom IKT-tiltak og investeringer. Figur 5: Sammenligner samfunnsøkonomisk marginalt IKT-tiltak vs. marginal nettinvestering4 Som en oppsummering kan vi si at kostnadsnormen virker nøytralt mellom IKT-tiltak og nettinvesteringer dersom output i NVEs modell ikke påvirkes. IKT-tiltak og smartere nettdrift vil øke kostnadsnormen dersom de gjør nettet samlet sett mer effektivt gjennom lavere investeringer eller andre kostnadsreduksjoner. Kostnadsnorm Virkninger på kostnadsgrunnlaget Kostnadsgrunnlag Kalibrering IKT-tiltak 0 + + Nettinvestering + ++ ++ Et annet moment er at nettselskapene har mulighet til å få dekket kostnadene ved utvikling av nye løsninger for smartere drift gjennom muligheten for finansiering av FoU-prosjekter over inntektsrammen som ble innført fra 2013. Det påvirker også den relative lønnsomheten av ulike typer tiltak. Generelt vil vi forvente at lønnsomheten av å utvikle smarte nettløsninger styrkes som følge av incentivordningen for FoU i nettselskapene, men vi har ikke vurdert om omfanget av ordningen er tilstrekkelig. Når det gjelder den delen av inntektsrammen som bygger på historiske kostnader, er det en forskjell i behandlingen av kapitalkostnader og driftskostnader. Driftskostnader inngår i kostnadsgrunnlaget først etter to år, mens kapitalkostnader inngår i samme år som de påløper. Det trekker i retning av at investeringer isolert sett er mer lønnsomme enn driftstiltak fordi de kommer inn i grunnlaget for inntektsrammene tidligere (i beregningen av kostnadsnormen er det derimot ingen forskjell i tidfestingen av kostnadene). Hvis et IKT-tiltak aktiveres i sin helhet, er det ikke noen forskjell i effekten på kostnadsgrunnlaget mellom IKT-tiltaket og nettinvesteringen (gitt vår forutsetning om at nåverdien av kostnadene ved tiltakene og effekten på andre kostnader er identisk). 4 Forutsetninger: Nåverdi av reduserte kostnader er lik nåverdi av investeringskostnad, kapitalkostnad utgjør 100 prosent av nettinvestering og mindre enn 100 prosent for IKT-investering 8 Betydningen av forbruksutviklingen for inntektsrammen Konkretisering av smartere nett og fleksibilitet Forbrukssiden i distribusjonsnettet er i endring, blant annet som følge av utbredelsen av elbiler og solceller. Det påvirker energi- og effektuttak og tilhørende investeringsbehov i nettet. Spørsmålet er om forbruksutviklingen kan gi opphav til systematiske forskjeller mellom nettselskaper med hensyn til inntektsrammeutviklingen. Dette drøftes kort nedenfor på prinsipielt grunnlag. Økt bruk av ulike typer IT-verktøy for økt bruk av måling, analyse og styring kan gi raskere feilretting i distribusjonsselskapene og gjøre det mulig å forutsi feil. Dermed kan både kostnaden ved tidsbruk og KILEkostnader reduseres. Bedre datagrunnlag for både ledig kapasitet og tilstanden på enkeltkomponenter, kan redusere nettinvesteringene. Endringer som utfasing av oljekjeler og økt fokus på energieffektivisering kan bidra til redusert prissensitivitet hos forbrukerne. Samtidig kan ny teknologi som AMS og hjemmeautomasjon, med eller uten tredjeparter, bidra til at fleksibilitet kan utløses automatisk og uten aktiv handling fra forbrukeren. Det er begrensede muligheter i dagens regulering til å utnytte fleksibilitet fra produksjonssiden utover i situasjoner med spesielle driftsutfordringer. Mulig utvidelse av ordninger med fleksibilitet i tilknytning av ny produksjon fram mot 2020 er oppe til diskusjon. Investeringer i elbiler vil gi økt energiforbruk og økt effektuttak (alt annet likt). Dersom dette medfører behov for nettforsterkninger, vil nettselskapenes kostnader øke. Effekten på kostnadsnormen avhenger av om output påvirkes eller ikke, jf. diskusjonen om IKTtiltak ovenfor. Samtidig vil kostnadsgrunnlaget og nettselskapets grunnlag for kalibrering av inntektsrammene øke, noe som demper virkningen av en eventuell redusert kostnadsnorm. I tillegg kommer eventuell påvirkning på andre kostnader (for eksempel nett-tap og KILE), samt effektene av endringer i kostnadsgrunnlaget. I den grad det oppstår betydelige forskjeller mellom nettområder med hensyn til utbredelse av elbiler, kan det føre til systematiske forskjeller i avkastning over tid. Elbiler kan også i prinsippet selge effekt tilbake til nettet ved behov. Det kan i sin tur begrense behovet for nettinvesteringer, selv om den praktiske betydningen trolig er begrenset – nettselskapene vil fortsatt dimensjonere nettet for å dekke maksimalforbruket en kald vinterdag (i fravær av konkrete markedsbaserte og/eller tekniske løsninger for tilbakesalg og økt utbredelse av elbiler). Nettselskapet kan også tenkes å gjøre andre tiltak for å begrense investeringene som følge av elbiler, slik at nettovirkningen ikke er entydig. Måling, analyse og automatikk i D-nettet Ved å ta i bruk mulighetene i ulike typer av IKT systemer og data, kan nettselskapene bedre både drift og investeringer i distribusjonsnettet. Kan gi mer kostnadseffektiv drift Med innføring av smarte målere hos alle forbrukere innen 2019, vil man få bedre tilgang på forbruksdata og dermed bedre oversikt over faktisk kraftflyt og andre forhold i nettet. Måleravlesningen vil skje automatisk direkte til nettselskapet, noe som vil gi riktige målinger og mer automatisk håndtering av måling og avregning. Ved en slik utrulling av målere får nettselskapene i tillegg mulighet til å hente inn ulike typer av driftsdata som bidrar til raskere og enklere feilretting og bedre oversikt over laster og lastflyt i de enkelte delene av nettet. Sammen med raskere lokalisering og retting av feil, vil smarte målere gi store tidsbesparinger i nettselskapet. I tillegg vil raskere feilretting og bedre leveringskvalitet gi reduserte kostnader ved avbrudd (KILE-kostnader). Solceller vil gi redusert energiforbruk og uendret eller redusert effektuttak (avhengig av tid på året). Nettinvesteringene påvirkes ikke direkte, ettersom nettet fortsatt må dimensjoneres for å dekke maksimalforbruket uten tilgang på solcelleproduksjon. Derimot kan det bli behov for investeringer eller andre tiltak for å håndtere store overskudd i perioder med lavt forbruk. KILE-kostnadene kan tenkes å gå ned fordi forbrukerne har tilgang på egen reservekapasitet i større grad. Virkningen på nettapene er ikke entydige (reduserte tap i perioder med høyt forbruk, kanskje høyere tap i perioder med lavt forbruk og tilbakesalg av kraft til nettet). Solcelleutbredelse fanges ikke opp av output- eller rammevilkårsvariablene i dagens DEA-modell direkte. Hvorvidt dette medfører at områder med stor utbredelse av solceller kommer dårligere ut, er likevel uvisst ettersom virkningen både på investeringer og andre kostnader er usikker. I tillegg til målere hos forbrukeren, kan målere og automatikk/ fjernstyring installeres andre steder i nettet, f.eks. i nettstasjoner gi nyttig informasjon og mer effektiv drift av nettet i området. Analyser av mer og bedre data kan også gjøre nettselskapene bedre i stand til å forutse driftsproblemer og avbrudd og dermed bidra til en mer effektiv drift. 9 Kan redusere investeringer strøm så lenge prisnivåene holder seg på «normalt» nivå. Fordi prissensitiviteten ved bruk av elektrisitet er lav, må det høye priser til før man slår av varme, lys og apparater dersom det går ut over komforten, dvs. ikke har en alternativ kilde eller lagret energi. Også produktiviteten hjemme og på arbeidsplassen vil påvirkes negativt dersom man slår av utstyr som er nødvendig for å få utført arbeid. Det vil derfor være mest relevant å stenge av elektrisk forbruk dersom man har en alternativ energikilde som kan benyttes. Alternative energikilder er relevant for oppvarming, men er ikke særlig relevant for strømdrevne apparater (med mindre man har installert lokale strømaggregater). I dagens distribusjonsnett er det generelt en del overkapasitet som følge av at selskapet ikke har full oversikt over faktisk belastning. Når smarte målere er innført, vil nettselskapene få data som gir oversikt over faktisk last, flyt og flaskehalser i nettet. Med bedre oversikt over faktiske kapasitetsutfordringer ligger det til rette for at investeringer kan optimaliseres og reduseres ved at kapasiteten utnyttes bedre. Bedre data gir også bedre oversikt over tilstand på de enkelte komponentene. Levetiden på nettanlegg kan økes ved at vedlikeholdet blir bedre tilpasset. Ved økt levetid reduseres også behovet for nettinvesteringer. Forbruk kan også flyttes i tid, men noen egenskaper kreves for å unngå redusert komfort eller produktivitet: Forbrukerfleksibilitet i D-nettet Lasten må være «treg»: det vil si at komforten ikke påvirkes med en gang man slår av strømmen. Eksempler på slike laster er varme, kjøling og ventilasjon. Tiden det tar før temperaturen synker inne i bygget vil avgjøre hor lenge lasten kan kobles ut. Lasten må være tilknyttet et lager: Det kan være et varmelager, f.eks. varmtvannstanker til tappevann eller akkumulatortanker til oppvarming eller batterier. Kapasiteten på lageret vil avgjøre hvor lenge lasten kan være koblet ut. Lasten må ha overkapasitet: det vil si at lasten ikke må være i bruk hele døgnet for å dekke behovet. Dette gjelder laster som oppvaskmaskin, vaskemaskiner og lading av elbiler der man har en viss grad av frihet på når apparatet kan være i bruk. Det meste av strømforbruket i distribusjonsnettet er i alminnelig forsyning, altså bygninger av ulike typer. For at nettselskapet skal kunne utnytte fleksibilitet fra bygninger må eierne/ brukerne av bygget både ha evne og vilje til å tilpasse sitt forbruk. For at forbrukerfleksibilitet skal være samfunnsmessig rasjonelt, er det en forutsetning at prissignalene som forbrukeren reagerer på er utformet på en slik måte at det fremmer effektiv bruk av nettet og at forbrukssiden er den rimeligste måten å løse utfordringen på (at forbrukssiden er konkurransedyktig med produksjon og investeringer i nett eller lager). Fleksibelt forbruk i bygninger reduseres… Forbrukerfleksibilitet kan ses i et kortsiktig perspektiv der man benytter eksisterende fleksibilitet for å redusere topplasten i et begrenset tidsintervall. Videre kan man i et langsiktig perspektiv fokusere på å øke den underliggende fleksibiliteten hos forbrukerne ved at alternative energikilder, systemer for vannbåret varme er tilgjengelig og/ eller utstyr for lagring av varme/energi blir installert hos forbrukeren. Energibruk vil endre seg framover som følge av endringer i reguleringer og krav fra både EU og norske myndigheter, i tillegg til teknologiutvikling. En kombinasjon av olje- og elkjeler i sentralvarmeanlegg er vanlig i mange bygninger. Innen 2020 vil Regjeringen fase ut alle oljekjeler i bygninger som et virkemiddel for å redusere norske klimagassutslipp. Oljekjeler kan erstattes av biokjeler eller varmepumper, men disse alternativene representerer ikke samme underliggende fleksibilitet som kombinasjonen el- og oljekjeler. Årsaken til dette er kostnadsstrukturen i biokjeler og varmepumper. De er kostbare å installere, men når de først er installert er de billige i bruk – så billige at elkjeler sjelden kan konkurrere. Elkjeler er billige å installere, og vil dermed trolig fungere som spisslast, det vil si at de kun tas i bruk på kalde dager når den installerte effekten i biokjelen/ varmepumpen ikke er tilstrekkelig til å dekke oppvarmingsbehovet. Oljekjelene derimot, dekket ofte hele oppvarmingsbehovet i de kaldeste periodene for da er ofte strømprisen (og effektleddet i nettleien) høy. Utskiftning av oljekjeler med biokjeler/ varmepumper vil dermed føre til økt effektuttak fra disse kundene i kalde perioder og redusert fleksibilitet i kraftsystemet fra forbrukssiden. Ulike laster gir ulike responstyper og -kostnader Dermed må det underliggende forbruket til en viss grad være fleksibelt (evne), slik at laster kan skrus av eller at strøm kan erstattes av andre energikilder (se Figur 6) eller at strømforbruket kan flyttes i tid (se Figur 7). Figur 6: Skifte kilde eller skru av last Figur 7: Flytte last i tid Bruk av elektrisitet har en stor nytteverdi for forbrukerne i form av lys, varme, komfort og bruk av ulike elektriske apparater. Nytteverdien vil være betydelig høyere enn kostnaden ved bruk av Fokuset på energieffektivisering er også økende. Mer effektiv bruk av energi og innstramming av energikravene i tekniske byggeforskrifter vil redusere varmebehovet, og dermed volumet på de 10 trege lastene, i bygninger. Det er også et EU-krav om å forby installasjon av varmtvannstanker til tappevann på over 200 liter gjennom Økodesigndirektivet. Formålet er å unngå varmetap fra tankene og fremme direkte oppvarming av tappevann. De nordiske landene har fått utsatt dette kravet i noen år, men det er en åpent spørsmål om de nordiske myndighetene klarer å få til et permanent unntak fra denne regelen. Dersom dette kravet blir innført i Norge, vil varmtvannstankene, som allerede gir en utflating av strømforbruket fra husholdningene, over tid bli faset ut. Både energieffektivisering og utfasing av varmtvannstanker vil redusere den underliggende forbruksfleksibiliteten for strømforbruket fra norske bygninger. markedet. I dag får husholdningene prissignaler fra nettselskapet i form av eventuelle anleggsbidrag ved nybygging eller utvidelser. Tariffen til husholdningene er energibasert, og gir i dag ingen insentiver til å flytte forbruk i tid og/ eller begrense effektuttaket. De nye, smarte målerne som skal installeres hos forbrukerne innen 2019 vil ha funksjonalitet som gjør det mulig å både å innføre effekttariffer eller energitariffer med en finere tidsoppløsning enn i dag overfor husholdningene og installere utstyr som kan optimalisere energibruken opp mot en slik tariff. Tjenesteleverandører kan bidra til økt forbrukerfleksibilitet Tjenesteleverandører kan gjøre det enklere og billigere for små forbrukere å tilpasse seg prissignaler og på andre måter delta i kraftmarkedet eller spesifikke markeder for fleksibilitet. Vi kan grovt sett skille mellom to typer aktører: de som leverer markedsinformasjon og utstyr for automatisk forbrukstilpasninger, og de som aggregerer mange små laster til et volum som er interessant for markeder for fleksibilitet, se Figur 8. Begge typer av leverandører kan gjøre forbrukerfleksibilitet mer kostnadseffektivt, og dermed styrke forbrukssidens konkurransedyktighet som «leverandør» av fleksibilitet. DIBK har i 2015 kommet med forslag til utforming av energikrav i tekniske byggeforskrifter fra 2015 (TEK15). DIBK foreslår at alle bygninger over en viss størrelse skal ha fleksibel varmedistribusjon (f.eks. vannbåret), og at kravet til energikilde skal fjernes. Et slikt forslag gir mulighet for økt underliggende fleksibilitet på lang sikt til tross for at det ikke kreves fleksibilitet i energikilde på kort sikt (DIBK, 2015). …men ny teknologi og tjenester kan likevel gi en viss fleksibilitet De nye målerne som skal installeres gir mulighet for «smart strøm» ved at forbruket leses av hver time og gir forbrukeren bedre insentiver til å tilpasse forbruket til timesvise variasjoner i strømprisen. Det skal også bli mulig for forbrukeren å hente sine måledata direkte fra måleren dersom de velger å installere display eller annet utstyr som kan ta i bruk sanntidsdata fra måleren som for eksempel ulike systemer for hjemmeautomasjon som styrer varme, varmtvann og eventuelt andre laster. Figur 8: Forskjellen mellom aggregatorer og leverandører av informasjon Informasjon Marked og data Kunde og laster Aggregator En del eiendomsselskap, kommuner og andre med en viss eiendomsmasse har avtaler med energitjenesteleverandører som optimaliserer energibruken basert på brukernes behov og komfortkrav og prissignaler i nettleien og energimarkedene for øvrig. Lading av elbiler representerer et nytt, og økende forbruk i det norske distribusjonsnettet. Dersom elbiler lades i topplast, kan dette bidra til økt effektuttak fra alminnelig forsyning. Lading av elbiler kan som nevnt karakteriseres som en last med «overkapasitet» i og med at bilen normalt ikke vil måtte lades hele perioden den står parkert hjemme eller på arbeidsplassen for å ha fullt batteri om morgenen eller ved arbeidstidens slutt. Dermed er det i teorien mulig å tilpasse tidspunktet for lading til prissignaler i nettleien (eller andre relevante prissignaler som beskrevet tidligere). LOS og Enfo har inngått et samarbeid for å tilby optimalisering av energibruk hos store forbrukere og samtidig aggregere laster slik at de kan bys inn i reservekraftmarkedet til Statnett (THEMA 2014b). Dersom det etableres tilsvarende fleksibilitetsmarkeder i distribusjonsnettet, kan aggregatorer være aktuelle leverandører også her. Slike tjenesteleverandører har i dag lite fokus på husholdningskundene. Lading av elbiler kan tidsstyres ved hjelp av enkel og tilgjengelig teknologi. Styring kan også være mer avansert, f.eks. ved at lading av elbilen eller elektrisk oppvarming kobles fra når andre apparater krever mye effekt – det kan være induksjonsovnen eller direkteoppvarming av tappevann. Ved en slik løsning kan fleksible laster kobles fra ved innkobling av andre, mindre fleksible laster. Mulighet for fleksibilitet fra produksjon i Dnettet? Det finnes per i dag noen muligheter for nettselskapet å koble fra eller regulere produksjon når driftssituasjonen gjør det nødvendig. Vi vil her fokusere på nettselskapets mulighet til å begrense produksjon i perioder med utfordrende nettkapasitet, basert på analyser utført av THEMA for Energi Norge og EC Group for NVE i 2014. Slike løsninger krever at man tar i bruk systemer for automasjon i bygningene. Store bygninger har ofte en driftssentral som styrer alle installasjoner. Husholdninger har i liten grad tatt i bruk slike systemer, men flere produkter for hjemmeautomasjon finnes på 11 Dagens regulering gir en viss mulighet for fleksibilitet og/eller svært krevende å håndtere. Desto nærmere 2020 produsentene tar investeringsbeslutning på sine prosjekter, desto større blir utfordringen. Nettselskapene har tilknytningsplikt for all ny produksjon som har blitt gitt konsesjon og som dermed er vurdert å være samfunnsøkonomisk lønnsom. Tilknytningsplikten gir produksjonsanlegg tilgang til nettet for hele sin (tillatte) produksjon alle timer i døgnet. Det innebærer at nettselskapet må investere i økt nettkapasitet for å tilknytte ny produksjon dersom det ikke til enhver tid er tilstrekkelig kapasitet i eksisterende nett. Noen case som illustrerer problemstillingen På oppdrag fra Energi Norge gjorde THEMA i 2014 casestudier for å illustrere noen mulige samfunnsøkonomiske konsekvenser ved bruk av begrensninger i tilknytningsplikt. Beregningene er basert på tall fra faktiske situasjoner hos et lite utvalg nettselskaper, men dataene er forenklet og tilrettelagt for formålet. Vi har lagt til grunn en samlet kraft- og elsertifikatpris på 50 øre/kWh reelt, og tatt hensyn til produksjonsprofiler og prisvariasjoner over året. Tilknytningen kan skje med en midlertidig begrensning i produksjon, men nettselskapet må i så fall gi full nettilgang innen en viss tid og ha konsesjon for hele nettinvesteringen (NVE, 2009). Dermed må nettløsningen også være valgt før ny produksjon kan knyttes til. Ved bruk av midlertidig begrensning i tilknytning åpner NVE også for at produsenten kan inngå en avtale med en annen produsent som gjør nedregulering for dem. En slik ordning må godkjennes av nettselskapet for å sikre at nedreguleringene er relevant for håndtering av den aktuelle flaskehalsen. Resultater fra to av casene er vist i figurene under. For begge disse casene er gradvis nettutbygging mulig, og nettløsningen blir den samme uavhengig av størrelsen på nytt produksjonsvolum i området. Risikoen for feilinvesteringer er dermed ikke illustrert ved disse to casene. I det første caset er det liten usikkerhet om nytt produksjonsvolum, og det er snakk om få nye anlegg. Nettinvesteringer for å gi full nettilgang til 7100 kW ny vannkraft er på 8,1 mill. kr (i nåverdi, korrigert for reinvesteringsbehovet). Ved å investere ca. halvparten, 4,3 mill. kr, kan man gi tilgang til 6200 kW av produksjonsvolumet. Dersom produksjonsvolumet bygges ut kombinert med halv nettinvestering, vil det være behov for å begrense produksjonen i timer med kapasitetsproblemer i nettet. Vi har sammenlignet kostnadene ved full, halv og ingen nettinvestering med produksjonstap de ulike løsningene gir i løpet av et og 4 år. Med våre forutsetninger vil det mest lønnsomme være å gjennomføre full nettinvestering før produksjon kobles på. Men dersom produksjonen har høyere investeringskostnader enn det vi har lagt til grunn, eller ressursutfordringer presser prisen på nettinvesteringer opp, kan dette se annerledes ut. Beregningene viser også at det er lite å tape på å gjennomføre halv nettinvestering først og gjennomføre resten av utbyggingen i løpet av 4 år, for eksempel for å sikre at produksjon blir koblet på innen sertifikatfristens utløp eller på grunn av ressursutfordringer for nettselskapet. ..men gir likevel noen utfordringer Utfordringen med dagens tilknytningsplikt er i all hovedsak at det skaper risiko for ulike aktører: Risiko for at ny produksjon ikke får nettilgang innen sertifikatfristen i 2020 dersom nettselskapet må investere (eller i det minste prosjektere og planlegge) før tilknytning kan skje. Risiko for at full tilknytning ikke er samfunnsøkonomisk optimalt, og at nedregulering av produksjon i perioder med kapasitetsproblemer i noen tilfeller er mer kostnadseffektivt. Dette perspektivet er særlig viktig fordi konsesjon til vannkraft under 10 MW gis etter vannressursloven, og nettkapasitet vurderes ikke ved konsesjonsbehandlingen (EC Group (2015). Risiko for over- og feilinvesteringer i nettet når det er stor usikkerhet om hvor mye ny produksjon som faktisk blir realisert. Kort planleggingshorisont og mye usikkerhet kan føre til at nettløsningen som blir valgt ikke er tilpasset det produksjonsvolumet som faktisk blir realisert Det første punktet over representerer en risiko for produsentene for at tilknytning av produksjon kan forsinkes med flere år på grunn av kortvarige og midlertidige flaskehalser i nettet. Slike flaskehalser skjer gjerne i perioder med høy produksjon (evt. kombinert med lavt forbruk), typisk i «vårflommen» for småkraft. Figur 9: Case 1: Lav risiko for nytt produksjonsvolum og mulighet for gradvis nettutbygging Varighetskurver for 7100 kW ny vannkraftKostnader ved full, halv og ingen nettproduksjon – reinvesteringer må skje om 5 år utbygging sml. med produksjonstap: De to andre representerer en risiko for at nettkostnadene i et område blir unødvendig høye for tilknyttet produksjon og forbruk. Denne risikoen er tydeligst i områder med mye ny produksjon som krever investeringer i masket nett og som dermed ikke kan dekkes ved anleggsbidrag, ettersom det er et tak på hvor høye tariffene for innmating kan bli (det faste leddet). Det kan også bli en utfordring for nettselskapene å håndtere svært mange utbyggingsprosjekter for å gi nettilgang til ny produksjon i årene fram til 2020. Både internt i selskapene og i entreprenørmarkedet kan det oppstå ressursbegrensninger som enten gjør utbyggingen svært kostbar 40 8000 7000 6000 Full nettinvestering = 8,1 mill Halv nettinvestering = 4,3 mill 30 5000 1 års prod.tap 4000 3000 Investering 20 Ingen nettinvestering 2000 NV 4 års prod.tap 10 1000 1 501 1001 1501 2001 2501 3001 3501 4001 4501 5001 5501 6001 6501 7001 7501 8001 8501 0 Kilde: THEMA (2014c) 12 0 Full Halv Ingen Det andre caset illustrerer en situasjon der det er stor usikkerhet om hvor mye ny produksjon (småkraft) som faktisk blir bygget. Her er det også stor forskjell i investeringsnivå avhengig av hvor mye som faktisk bygges: nye produsenter tape sertifikatinntekter ved nedregulering, mens produsenter som ikke er sertifikatberettiget får et lavere tap. EC Group argumenterer for at produsenter som nedreguleres ikke skal motta økonomisk kompensasjon for tapet de påføres fordi de ikke fratas en rettighet – men kun opplever økt konkurranse om en knapp ressurs. Spørsmålet er imidlertid om en slik tilnærming kan gjennomføres i praksis. Det avhenger blant annet av behovet for reforhandling av tilknytningsavtaler og om slik reforhandling kan føre fram. For nyetablerte kraftverk vil det trolig være enklere å legge inn produksjonsbegrensninger og nedregulering (under gitte vilkår) i tilknytningsavtalen. Full nettinvestering koster ca. 12 mill. kr og må til for å gi full tilgang til hele produksjonsvolumet på 15.000 kW En begrenset nettinvestering på ca. 1 mill. kr gir full tilgang til litt over 11.000 kW 8000 kW av produksjonen kan bygges ut uten nettinvesteringer, dvs. over halvparten av potensialet. Dersom vi antar at det er 50 prosent sannsynlighet for at hele potensialet på 15.000 kW blir bygget ut, vil nåverdien av tapt produksjon utgjøre 3,6 mill. kr (dvs. at vi har lagt inn 50 prosent av produksjonstapet ved full utbygging av 15.000 kW ny vannkraft.). Ved lavere sannsynlighet for utbygging av all ny småkraft i området, vil tapet være mindre. Selv om produsenter som nedreguleres ikke kompenseres, kan nettselskapene likevel møte en kostnad ved å nedregulere produksjon framfor å investere. EC Group foreslår i sin rapport å innføre ordning der nettselskapene eksponeres for det samfunnsøkonomiske tapet de påfører produsentene gjennom en reduksjon i inntektsrammen (KIPE – kostnaden ved ikke produsert energi) på tilsvarende måte som dagens KILE-ordning. Dette vil gi riktige insentiver til nettselskapene om å finne en løsning som samlet sett gir god samfunnsøkonomi. Dette caset viser at risikoen for overinvesteringer i nett kan reduseres betydelig og samtidig gi en relativt liten risiko for produksjonstap, gitt en økt fleksibilitet i tilknytning av ny produksjon sammenlignet med dagens regelverk. Figur 10: Care 2: Høy risiko for nytt produksjonsvolum og mulighet for gradvis nettutbygging. Varighetskurver for 15.000 kW ny vannkraftproduksjon – korrigert for reinvesteringer Kostnader ved full, halv og ingen nettutbygging sml. med produksjonstap kW Mill. kr 16000 14 14000 Full nettinvestering = 12 mill 12 Investering 12000 Begrenset nettinvestering = 1 mill 10 1 års prod.tap 10000 8000 Ingen nettinvestering 8 6000 6 4000 4 2000 2 1 501 1001 1501 2001 2501 3001 3501 4001 4501 5001 5501 6001 6501 7001 7501 8001 8501 0 For at nettselskapene skal ha sikkerhet om at produksjonen begrenses, vil det være viktig at nettselskapene har mulighet til å fjernstyre produksjonen. Da kan beslutninger om nedregulering tas så nære driftstimen som mulig og man unngår at produksjonen nedreguleres unødvendig. Ifølge EC Group (2015) er blir det normalt installert mulighet for fjernstyring ved etablering av ny småkraft. NV 4 års prod.tap 0 Full Begrenset Ingen Timer Kilde: THEMA (2014c) Mulige utforminger av fleksibel tilknytning EC Group har på oppdrag fra NVE vurdert hvordan tilknytningsplikten kan mykes opp for å unngå de utfordringene som er beskrevet over. Vurderingene er begrenset til håndtering av midlertidige begrensninger i tilknytninger slik NVE definerer dem, og ikke permanente produksjonsbegrensninger i nett-tilknytning. EC Group (2015) anbefaler to alternative modeller: Regulering av sist etablerte kraftverk Proratering der alle kraftprodusenter bak flaskehalsen nedreguleres prosentvis like mye Begge disse alternativene kan kombineres med å gi produsentene som nedreguleres mulighet til å kjøpe billigere regulering fra andre produsenter bak samme flaskehals. To momenter kan gi noen produsenter lavere kostnader ved nedregulering enn andre. Produsenter som er tilknyttet magasiner har typisk lavere kostnader ved nedregulering enn de som ikke har det. I tillegg vil 13 for nettselskapene å plassere kapitalen fremover. Selskaper som har investert for mye i nett for tidlig, vil for eksempel få en dårligere score på effektivitetsmålingene. Det blir derfor viktig for nettselskapene å opprettholde en relativt fleksibel investeringsstrategi (vente-og-se tilnærming) inntil en ser hvordan fremtidens kraftmarkeder utvikler seg – i den grad det er mulig. Muligheter og utfordringer i framtidens kraftsystem Det er usikkerhet knyttet til forbruksutvikling og hva teknologiske endringer på forbrukssiden kan innebære for nettselskapene. I tillegg er det uklart hvordan bruk av fleksibilitet og smarte nett vil reguleres i framtiden, hvordan rollefordelingen blir mellom Statnett og distribusjonsselskapene og hvilke mekanismer nettselskapene får til rådighet for å ta i bruk fleksibilitet. Endringene påvirker hva som er hensiktsmessige valg knyttet til investeringer, sysselsetting og organisering i nettselskapene framover. Behovet for kompetanse påvirkes også av hvilken retning kraftsystemet beveger seg. Økt andel produksjon som tilknyttes distribusjonsnettet kan føre til at ubalanser i større grad oppstår og må løses lokalt. I et system med lite fleksibilitet og dermed høyt behov for nett, vil det særlig være behov for kompetanse innen planlegging, utvikling og utbygging av nettkapasitet. I et system med god tilgang på fleksible ressurser vil nettselskapenes kompetanse innen IKT, systemdrift og markedsdesign være viktig. Andelen distribuert kraftproduksjon, samt markedets evne til å levere fleksibilitet vil også påvirke behovet for koordinering. Et system med mye distribuert kraftproduksjon, der fleksibilitet tilbys fra en rekke ulike aktører, vil for eksempel kreve mye koordinering fra nettselskapenes side. Behovet for koordinering på lavere nettnivåer vil igjen ha betydning for hvilke nøytralitetskrav som stilles nettselskapene i fremtidens kraftsystem. Jo større mulighet nettselskapene har til å påvirke andre aktørers drifts- og investeringsbeslutninger, desto strengere krav forventes til skille mellom nettselskapet og annen konkurrerende virksomhet. Utviklingstrekkene beskrevet i de tidligere avsnittene innebærer som nevnt at vi går fra et relativt fleksibelt og forutsigbart kraftsystem, der ubalanser på forbrukssiden håndteres av regulerbar kraftproduksjon tilknyttet sentralnettet, mot et kraftsystem der en større andel av kraftproduksjonen er mindre fleksibel og uforutsigbar og gjerne tilknyttet distribusjonsnettet. Samtidig forventes forhold på forbrukssiden, markedsdesign og teknologiutvikling å bidra til at forbruket kan bli både mer uforutsigbart, men også mer fleksibelt. Samlet sett tilsier utviklingen at vi i fremtidens kraftsystem vil se flere og større ubalanser på lavere nettnivåer enn i dag. Forventningene om flere ubalanser øker behovet for fleksibilitet i hele kraftsystemet. Samtidig er det usikkerhet knyttet til den faktiske forbruks- og markedsutviklingen og dermed både behovet for nytt nett og fleksibilitet i systemet. Det er i tillegg usikkerhet knyttet til hvordan smarte nett og særlig håndtering av fleksibilitet vil reguleres av myndighetene og hvordan rollefordelingen mellom aktørene blir. Den samlede usikkerheten gjør at det i sum ikke er gitt at utviklingen på forbrukssiden og nettselskapenes behov for fleksibilitet og nye løsninger går hånd i hånd. I tillegg vil det være relevant for nettselskapene å gi innspill til regulering, både dersom det er skjevheter i insentivene ved å investere i smarte nett og IKT-løsninger sammenlignet med å bygge mer nettkapasitet, men også på hvordan og i hvilke situasjoner fleksibilitet kan utnyttes mest hensiktsmessig. Det innebærer både å beskrive nyttevirkninger i distribusjonsnettet av å utnytte fleksibilitet og innspill til hvilke mekanismer som er hensiktsmessige for å dekke behovet. For nettselskapene i distribusjonsnettet reiser utviklingen av smarte løsninger og fleksibilitet flere problemstillinger: Fremtidens kraftsystem stiller økte krav til nettselskapene knyttet til kapital, kompetanse og koordinering. Behovet langs disse dimensjonene vil imidlertid variere avhengig av hvordan kraftsystemet utvikler seg. For eksempel vil behovet for kapital avhenge av hva som blir riktig investeringsstrategi i fremtidens system og hvor kapitalintensivt drift og utbygging av nett blir i framtiden. Et system med mye distribuert produksjon og lav tilgang på fleksibilitet fra øvrige aktører i systemet vil kreve at nettselskapene bygger mye nett (eventuelt investerer i reservekapasitet) for å hindre for store ubalanser og sikre en tilstrekkelig forsyningssikkerhet. Jo mer fleksibilitet som kan hentes fra andre aktører enn nett, desto lavere behov for utbygging av (kapitalkrevende) nett for å dekke opp for ubalansene. Usikkerhet rundt markedets evne til å levere fleksibilitet, kombinert med hva som er mulig innenfor reguleringen, vil følgelig påvirke hvor det er mest hensiktsmessig Hvordan kan selskapene tilpasse seg gjeldende og mulige framtidige rammevilkår, og hvilke endringer i rammevilkårene gir en mer effektiv utnyttelse av fleksibilitet? Hva slags investeringsstrategi er hensiktsmessig i en periode med raske teknologiske endringer samtidig som det eksisterende nettet skal oppgraderes og fornyes? Hvordan kan nettselskapene utnytte fleksibiliteten effektivt gjennom tariffer, lokale markedsløsninger, utkoblings- eller reguleringsavtaler og lignende verktøy? Hvordan kan nettselskapene tilpasse seg eventuelle strengere krav til nøytralitet dersom det blir nødvendig for at selskapene skal kunne ta en markedstilretteleggerrolle eller drive mer aktiv styring av produksjon og forbruk i distribusjonsnettet? Hva slags kompetansekrav stilles til nettselskapene dersom de skal utnytte mulighetene som IKT og fleksibilitet gir, og hvordan kan de tiltrekke seg den nødvendige kompetansen? 14 Til tross for stor usikkerhet rundt hvordan kraftsystemet blir seende ut og dermed hvilke krav som vil stilles til fremtidens nettselskaper, tilsier sikre utviklingstrekk som økende fokus på kostnadseffektivitet og introduksjon av nye teknologiske løsninger at nettselskapene kan gjøre noen robuste valg: 1) øke effektiviteten gjennom å utnytte stordriftsfordeler innen kompetanse, kapital og koordinering og 2) utvikle/tilegne seg tilstrekkelig IKT-kompetanse til å kunne utnytte teknologien til å oppnå en høyere effektivitet enn de andre selskapene. Det overordnede bildet er at det er et økende potensial for å ta i bruk nye løsninger som kan gi grunnlag for en mer effektiv drift og utvikling av nettet. Referanser CEER (2011): Advise on the take-off of a demand response electricity market with smart meters. C11-RMF-36-03 CEER (2014): The future role for the DSOs. A CEER Public Consultation Paper. C14-DSO-09-03 DIBK (2015): Nye energikrav til bygg. Høringsnotat. Forslag til endringer i tekniske krav til byggverk (byggteknisk forskrift) av 26.mars 2010 nr. 489 EC Group (2015): Når nettene blir trange. Regulering av produksjon i distribusjonsnettet. På oppdrag for NVE. Kontrollforskriften (2015): Forskrift om økonomisk og teknisk rapportering, inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer. FOR1999-03-11-302 Hitachi.com (2015): Figur lastet ned i mars 2015 fra http://www.hitachi.com/environment/showcase/solution/energy/s martgrid.html THEMA (2014a): Demand response in the Nordic electricity market. Input to strategy on demand flexibility. På oppdrag for Nordisk energiforskning. TemaNord 2014: 553 THEMA (2014b): Forbrukerfleksibilitet og styring av forbruk – pågående aktiviteter. THEMA rapport 2014-41. På oppdrag for NVE. THEMA (2014c): Bør tilknytningsplikten for produksjon begrenses i noen tilfeller? Presentasjon som oppsummerer en analyse utført for Energi Norge THEMA (2015): Kommentar til NVEs konsepthøring om tariffer. THEMA notat 2015-04. På oppdrag fra Energi Norge. Wiersholm og THEMA (2015): Eierskapsutredning 2015 – modeller for framtidig eierskap i NTE. 15
© Copyright 2024