RAPPORT SMARTA MÄTSYSTEM OCH SMARTA MÄTFUNKTIONER

Transkript

1 RAPPORT SMARTA MÄTSYSTEM OCH SMARTA MÄTFUNKTIONER SWECO Energuide AB Magnus Lindén, Emma Ericsson, Martin Olin och Thomas Bergerham Sweco

2 1 SAMMANFATTNING Samordningsrådet för smarta elnät har regeringens uppdrag att motivera, informera och planera för smarta elnät, som bidrar till en effektivare och mer hållbar användning i det framtida energisystemet. Senast den 15 december 2014 ska rådet lämna ett förslag på en nationell handlingsplan från 2015 till 2030 för utvecklingen av smarta elnät. Ett delområde för vilket behovet av åtgärder kommer att bedömas inom ramen för handlingsplanen är smarta mätsystem och smarta mätfunktioner. Som underlag för en sådan bedömning behövs en samlad och lättillgänglig beskrivning av faktiska förhållanden och framtida möjligheter med smarta mätfunktioner. I denna utredning har Sweco presenterat en nulägesbeskrivning av de smarta mätfunktioner som finns tillgängliga och används hos nätföretagen. Sweco har också analyserat vilka mätfunktioner som bedöms komma i framtiden. Vidare har utvecklingspotential och översiktliga kostnader för att implementera framtida funktionskrav bedömts. Utredningen har primärt utgått från två tidigare genomförda enkätundersökningar, en som genomfördes av Ei (Energimarknadsinspektionen) år 2010 och en som genomfördes av Markör Marknad & Kommunikation AB på beställning av samordningsrådet år De båda enkätundersökningarna innehåller frågeställningar kopplade till funktionalitet i mätinsamlingssystemen. Resultaten från de två enkäterna presenterades till viss del på olika sätt och var därför inte direkt jämförbara. I denna utredning har därför ett arbete gjorts för att likställa resultaten innan jämförelse kunde genomföras. Jämförelsen av enkätundersökningarna visar att användning av smarta mätfunktioner har ökat mellan år 2010 och år Exempel på funktioner som ökat under denna period är: larm för avbrott, avvikelser från normspänning och timstatistik till kunderna. Det har troligtvis lett till större kundnytta då elanvändarna har fått utökad information om elförbrukningen. Det har också troligtvis lett till en större nätnytta genom utökad användning av avbrottsinformation och bredare underlag för kontroll av elleveranskvalitet. Sweco har tagit fram framtida scenarier för AMI 1 -systemens (system för automatisk mätinsamling) utveckling i Sverige baserat på 3 olika tidsperspektiv: Scenario 1 utgår från dagens installerade system (som i denna utredning benämns AMI 1.x) men med förändringen att de mätpunkter som idag inte klarar hantering av timvärden (ca 8 % av Sveriges mätpunkter) uppgraderas för att klara timvärdeshantering. Scenario 2 innebär att dagens system AMI 1.x uppgraderas till den funktionalitet som finns i de nya system som finns tillgängliga marknaden idag (denna nivå definieras som AMI 2.0 i denna utredning) 1 Mätinsamlingssystem kan kallas för AMI eller AMR. I utredningen har vi valt att använda begreppet AMI. 1 (61)

3 Scenario 3 innebär att dagens system AMI 1.x uppgraderas till den funktionalitet som framtidens system bedöms erbjuda. Grovt uppskattas dessa system finnas tillgängliga på marknaden år 2020 (denna nivå på AMI-system definieras som AMI 3.0 i denna utredning) För att gruppera funktionaliteten i dagens och i framtida AMI-system har följande tre informationskanaler definierats: MätKanal definieras som den befintliga funktionaliteten i dagens system, AMI 1.x (vilket primärt innebär att förse elnätsföretag och andra intressenter med mätvärden för debitering/avräkning) KundKanal definieras som exporten av elanvändningen i realtid till slutkund för t.ex. energieffektivisering (denna funktionalitet finns i AMI 2.0) DriftKanal definieras som den funktionalitet som kan tillgängligöras för en driftavdelning hos ett elnätsföretag och som möjliggör nätautomation i realtid (denna funktionalitet bedöms finnas i AMI 3.0) Investeringskostnaden för att nå scenario 1 uppskattas till ca 1 miljard kr. I denna investering ingår utbyte av 8 % av mätarna, uppgradering eller utbyte av kommunikationsutrustning (koncentratorer) samt uppgradering av 24 % av centralsystem och överliggande system (främst avräkning och fakturering). Dessa förändringar uppskattas beröra ca elnätsföretag för mätarbyten och knappt 100 elnätsföretag för uppgradering av kommunikationsutrustning, centralsystem och överliggande system. Analysen i scenario 2 innebär att dagens AMI 1.x till stor del uppfyller tillkommande funktionskrav på smarta mätare. För att uppnå AMI 2.0 krävs vissa åtgärder för dagens system, dessa är dock inte kvantifierade i utredningen. Om man väljer att installera helt nya AMI-system idag (AMI 2.0), krävs mycket stora investeringar till en sammanlagd kostnad på ca 10,6 miljarder kr. I ett sådant läge skulle AMI-systemen få en mer samstämmig funktionalitet, exempelvis avseende smarta mätfunktioner, smart mätning, kundinformation och dubbelriktad kommunikation inklusive fjärrkonfigurering och prestanda. Eftersom åtgärderna för att uppnå scenario 2 inte idag kan kvantifieras, så är en väldigt grov uppskattning att kostnaderna hamnar i spannet mellan 1 och 10,6 miljarder kr. Scenario 3 innebär en relativt liten skillnad jämfört med scenario 2. Den stora utvecklingen i AMI 3.0 är arbetet med standardiseringen av KundKanalen och DriftKanalen för nätautomation för det smarta elnätet. Alla elanvändares uttagspunkter har då möjlighet att bli styr- och övervakningsobjekt i driftövervakningssystemet (SCADA). I nuläget övervakas främst högspänningsnätet, genom AMI 3.0 kommer detta således även inkludera lågspänningsnätet. Tillkommande funktionalitet i AMI 3.0 kommer att utvecklas under de kommande åren och vår bedömning är att det kommer att finnas tillgängligt på marknaden omkring år Ingen kostnadsuppskattning har gjorts för detta scenario på grund av att det i dagsläget saknas information om kostnader för framtida AMI-system. 2 (61)

4 Innehållsförteckning 1 Sammanfattning 1 2 Inledning Bakgrund Omfattning Avgränsning Genomförande Definitioner & begrepp 6 3 Funktioner i AMI-system Smarta mätfunktioner Smart mätning Kategorisering av funktioner i AMI-system 10 4 Nuläge Mätarbestånd AMI-system 13 5 Enkätundersökningar Inledning Insamling och upplösningsnivå Kvalitetssäkring av mätdata Smarta mätfunktioner Seriellt gränssnitt (KundKanalen) 28 6 AMI 1.x - Förekomst av smarta mätfunktioner 30 7 AMI 2.0 tillkommande krav Beskrivning GAP analys 34 8 AMI 3.0 Nätautomation 36 3 (61)

5 9 Kostnadsuppskattning Kostnadsuppskattning scenario Kostnadsuppskattning scenario Kostnadsuppskattning scenario Slutsatser Behov av ytterligare informationsinhämtning Referenser 44 Bilaga 1 EU-kommissionens rekommendationer om förberedelser för uppsättning av smarta mätsystem 45 Bilaga 2. Kommentarer på enkät (61)

6 2 INLEDNING 2.1 BAKGRUND Samordningsrådet för smarta elnät har regeringens uppdrag att motivera, informera och planera för smarta elnät, som bidrar till en effektivare och mer hållbar användning i det framtida energisystemet. Senast den 15 december 2014 ska rådet lämna ett förslag på en nationell handlingsplan från 2015 till 2030 för utvecklingen av smarta elnät. Ett delområde för vilket behovet av åtgärder kommer att bedömas inom ramen för handlingsplanen är smarta mätsystem och smarta mätfunktioner. Som underlag för en sådan bedömning behövs en samlad och lättillgänglig beskrivning av faktiska förhållanden, och framtida möjligheter med smarta mätfunktioner. 2.2 OMFATTNING Syftet är att utifrån tillgängliga kartläggningar och analyser ge en nulägesbeskrivning av vilka smarta mätfunktioner som finns tillgängliga och används hos nätföretagen och att i relation till funktionskrav för smarta mätare bedöma utvecklingspotential och översiktliga kostnader för att möta sådana funktionskrav. Med stöd av tillgängliga kartläggningar och analyser ska arbetet omfatta en bedömning av följande faktorer: 1. Vilka insamlingssystem för mätvärden och mätfunktioner som finns på plats hos elnätsföretagen och hur förekomsten av dessa system fördelar sig statistisk. 2. Vilka mätfunktioner (och tjänster) som används inom ramen för de system som finns installerade. 3. Vilka mätfunktioner (och tjänster) som med smärre modifikationer kan utvecklas inom ramen för de system som finns installerade. 4. Vilka kompletteringar som kan bli nödvändiga vid olika formella funktionskrav för smarta mätare och en översiktlig kostnadsbedömning för dessa kompletteringar. 5. Vilken ytterligare informationsinhämtning om smarta mätfunktioner hos elnätsföretagen som är nödvändig för att ge en heltäckande bild enligt 1-4 ovan? 2.3 AVGRÄNSNING Denna utredning hanterar mätning för kunder upp till 63 A abonnemang. 2.4 GENOMFÖRANDE Utredningen har i första hand utgått från två enkätundersökningar. Den första gjordes år 2010 av Energimarknadsinspektionen och den andra år 2013 av företaget Markör på uppdrag av Samordningsrådet för smarta elnät. Markörs sammanställning av enkätundersökningen är inte jämförbar med den första undersökningen från 2010 på grund av att den är sammanställd per insamlingssystem och den tidigare undersökningen 5 (61)

7 är sammanställd per uttagspunkt. För att kunna jämföra omfattning på kundnivå, har delar av enkäten från 2013 sammanställts per uttagspunkt. Genomförandet av utredningen har omfattat följande moment: Inläsning av enkätsvar och underlag Specificering av smarta mätfunktioner och smart mätning Intervjuer med ett antal elnätsföretag och mätsystemleverantörer (nedan kallade leverantörer), genom dessa intervjuer har vi fått en bild av funktionaliteten i dagens AMI-system samt vilken funktionalitet som kan utvecklas för framtida AMI-system Analys och utvärdering Utredningens primära slutsatser beskrivs i kapitel 10. Utöver detta har vi analyserat och utvärderat vissa av enkätsvaren mer i detalj, se bilaga 2. Under uppdraget har kontinuerliga arbetsmöten och avstämningar hållits med beställarens kontaktperson och SWECOs interna arbetsgrupp. Arbetsresultatet har, utöver denna rapport, även presenterats muntligt för samordningsrådet för smarta elnät. 2.5 DEFINITIONER & BEGREPP Definitioner och begrepp i bokstavsordning enligt nedanstående tabell. Definition Beskrivning Affärssystem AMI-system AMR-system AMI 1.x Med affärssystem menas i denna utredning de system som elnätsföretagen använder för bland annat fakturering och mätvärdeshantering. AMI-systemet (Automatic Metering Infrastructure) hanterar idag främst insamling av mätdata från mätenheter installerade hos elanvändarna. AMI-systemet omfattar mätenheter, kommunikationsutrustning och centralsystem. AMI-system kan även kallas för mätsystem. AMR (Automatik Meter Reading) är den enklaste formen av automatisk mätaravläsning. Dessa system klarar i princip endast mätaravläsning och omfattar endast en mindre del av mätarbeståndet i Sverige. Swecos begrepp i denna rapport: AMI 1.x, är den befintliga versionen av AMI-system som är driftsatt hos nätägarna (eftersom de installerade AMI-systemen har olika konfigurationer benämns dessa system med ett x ). 6 (61)

8 Definition AMI 2.0 AMI 3.0 Centralsystem Driftövervakningssystem (SCADA) Elanvändare Faktureringssystem Laststyrning Mätare Mätenhet Beskrivning Swecos begrepp i denna rapport: AMI 2.0 är det AMI-system som leverantörerna på marknaden kan erbjuda idag. Swecos begrepp i denna rapport: AMI 3.0, är det AMI-system som kan komma att levereras i framtiden. I AMI 3.0 kommer det att finnas stöd för nätautomation. All funktionalitet med alla 3 kanaltyper (se kapitel 3.3) integrerade. Det är idag svårt att uppskatta tidpunkten när AMI 3.0 är tillgängligt på marknaden. Centralsystemet är en del av AMI-systemet som hanterar kommunikation, installerade mätenheter och kommunikationsutrustning. Centralsystemet lagrar och kvalitetssäkrar insamlad data samt är gränssnitt till mottagande affärsystem. Driftövervakningssystemet används av elnätsföretaget främst för övervakning och styrning av ett elnätsföretags högspänningsnät (HSP). Elanvändare är de som använder elenergi, kan även kallas för kund eller slutkund. Faktureringssystemet hanterar elnätsföretagets fakturering, kundinformation etc. I vissa fall kan faktureringssystemet även innehålla en enklare mätdatabas för avräkning. Faktureringssystemet kan även kallas för kundinformationssystem (KIS) eller debiteringssystem. Laststyrning används för att koppla bort delar av elenergileveransen till elanvändare. Idag används laststyrning främst för att styra eluppvärmning, t.ex. genom att styra olika objekt för produktion av värme (värmepumpar, direktverkande el, bergvärme etc). Laststyrning sker idag inte i någon större omfattning. Mätaren mäter energianvändningen hos elanvändaren samt exempelvis elkvalitetsparametrar. Mätenhet är en mätare med monterad mätterminal (kommunikationsterminal). Mätaren mäter elanvändningen och mätterminalen sköter kommunikationen till centralsystem samt fungerar som mellanlager för mätvärden. Populärt benämns mätenheten ofta enbart som mätaren, så även i denna utredning. 7 (61)

9 Definition Mätkategorier Mätdatabas (mätvärdeslager) Koncentrator Nätautomation Nätstation Smarta mätfunktioner Smart mätning Beskrivning Det finns 5 kategorier av mätare. Kategori 1 är direktansluten utan mättransformatorer, kategori 2-5 är anslutna med mättransformatorer (större elanvändare/kunder och uttagspunkter i lokal-, region- och stamnätet). Mätdatabasens huvudsakliga funktionalitet är att lagra olika typer av mätvärden (timvärden/förbrukningsvärden) och mätarställningar (mätvärde inklusive tidsstämpel). Övriga funktioner i mätdatabasen är t.ex. framtagning av faktureringsunderlag, avräkning i rollen som nätägare, statistik för kund och elnätsföretaget, etc. Koncentrator är en kommunikationsutrustning och en del av AMI-systemet. Kan även kallas för multipunkt eller nod beroende på vilken kommunikationslösning som används. Nätautomation omfattar styrning och övervakning i realtid med alla uttagspunkter för elanvändning i det smarta elnätet. Denna funktionalitet finns inte i nuläget, vi bedömer dock att nätautomation kommer att finnas i AMI 3.0, i form av en DriftKanal. Nätstation är en transformerings- och kopplingspunkt i lokalnätet. Transformeringen sker från kv högspänning (HSP) till 0.4 kv lågspänning (LSP). Om AMI-systemet använder elnätskommunikation ansluts en koncentrator i nätstationen. Utökad mätning för exempelvis nätförluster installeras normalt i nätstationen. Smarta mätfunktioner i denna utredning omfattar; avbrottsinformation, efterfrågeflexibilitet, effekttariffer, leveranskvalitet, småskalig produktion och nätförluster. Smart mätning omfattar enligt vår bedömning: insamling och tillhandahållande av data till aktörer, dubbelriktad kommunikation, avancerade tariffer och betalningssystem, avstängning och aktivering av elleverans samt effektbegräsning, exportera elanvändningsdata direkt för mätarens register till slutkund eller tredje part och informera via webbportal, display eller utrustning i hemmet. 8 (61)

10 3 FUNKTIONER I AMI-SYSTEM 3.1 SMARTA MÄTFUNKTIONER Information om bland annat priser och elanvändning påverkar de beslut som elmarknadens aktörer fattar. Informationen behöver därför vara öppen och tillgänglig för aktörerna. Ju närmare informationen ges i realtid desto bättre kan elmarknaden fungera. Swecos bedömning är att elanvändaren kommer att få en allt mer central roll i det framtida elnätet, exempelvis genom införande av Nordisk slutkundsmarknad 2 (med bland annat supplier centric model 3 som förenklar elanvändarens kontakt mot elmarknaden). Smarta mätfunktioner skulle kunna bidra till en större och snabbare utbyggnad av det smarta elnätet. Baserat på Swecos erfarenhet och kunskap är de områden där smarta mätfunktioner kan vara värdefulla framförallt: Avbrottsinformation, mätaren har möjlighet att hantera information om avbrott (både för avbrottsersättning till kunder och för driftstöd) Efterfrågeflexibilitet, baserat på mätinformation i realtid samt en eltaxa med timbaserad tariffstruktur/prissättning ges kunderna möjlighet att styra sin elanvändning mer kostnadseffektivt Effekttariffer för nättariffen, prissättning baserat på faktiskt effektuttag kräver mätning med högre tidsupplösning vilket ger kunden större möjlighet att påverka sin elnätskostnad Leveranskvalitetet, exempelvis funktionalitet i mätaren för att registrera avvikande spänningsnivåer Småskalig produktion, kräver fler mätpunkter samt mätning av import och export vid elanvändarens uttagspunkt inklusive reaktiv effekt Identifiering av nätförluster, kräver fler mätpunkter i distributionsnätet för effektiv uppföljning 3.2 SMART MÄTNING EU-kommissionen utgav den 9 mars 2012 rekommendationer för vilka minimifunktioner som krävs för smarta mätsystem för el, se bilaga 1. För att kunna använda rekommendationerna i denna utredning har vi valt att omformulera rekommendationerna till följande tillkommande funktioner för smarta mätare: samla in data till ett register och tillhandahålla insamlad data till aktörer (slutkund, elleverantörer och av kund utsedd tredjepartsaktörer) på marknaden stödja dubbelriktad kommunikation med mätsystem och aktörer på marknaden stödja avancerade tariffer och betalningssystem 2 Road map towards a common harmonised Nordic end-user market, NordREG Report SCM, innebär att elhandelsföretaget är kundens huvudsakliga kontaktpunkt, 9 (61)

11 stödja avstängning och aktivering av elleverans samt effektbegränsning exportera elanvändningsdata i realtid direkt från mätarens register till slutkund eller tredje part utsedd av elanvändaren (kunden) ge information via webbportal, display eller utrustning i hemmet Dagens installerade AMI-system i Sverige definierar vi i denna utredning som AMI 1.x. Elnätsföretagen valde olika tekniska lösningar i samband med att det nya lagkravet på månadsvis insamling trädde i kraft den 1:a juli Huruvida dagens AMI 1.x uppfyller ovanstående tillkommande funktioner kommer att analyseras vidare i denna utredning. De nya system som idag finns att köpa på marknaden uppfyller troligtvis ovanstående krav på smart mätning. Detta analyseras också vidare i utredningen. 3.3 KATEGORISERING AV FUNKTIONER I AMI-SYSTEM Vi har i denna utredning valt att beskriva de olika mätfunktionerna i AMI-systemen baserat på följande tre kategorier: 1. MätKanal MätKanalen är den befintliga funktionaliteten som finns driftsatt idag i elnätsföretagens AMI-system. Nivån på funktionaliteten skiljer sig åt beroende på vilka AMI-system som respektive elnätsföretag har. MätKanalen hanterar främst de krav som åligger elnätsägaren avseende underlag för avräkning och fakturering samt statistikunderlag. 2. KundKanal Med Kundkanal avses det sätt som kunden kan ta del av information om sin elanvändning i realtid. Det finns två principiella sätt för kunden att ta del av denna information. En stor majoritet av alla installerade mätare idag har en lysdiod som blinkar i takt med energiförbrukningen. Det är möjligt att läsa av lysdioden genom att applicera en extern utrustning på mätaren i form av en optisk enhet. Den optiska enheten tolkar lysdiodens blinkningar och skickar energiförbrukningen, i princip i realtid, till en app (via kundens internetanslutning) eller display i hemmet. Dessa värden är inte kvalitetsgranskade av elnätsbolaget och baseras inte heller på tidsstämplade mätvärden. Vår bedömning är dock att kvalitet och noggrannhet är fullt tillräckligt för att kunden ska kunna ta fatta beslut avseende sin elanvändning. Denna utrustning köper och installerar kunden själv. Vår bedömning, efter att ha fört diskussioner med nätägare och produktleverantörer, är att det finns ungefär installerade enheter i Sverige (denna siffra ska dock ses som en grov uppskattning). Det andra sättet för kunden att få information om sin elanvändning i realtid är att använda det fysiska seriella gränssnittet på mätaren. Inkoppling sköts av elnätsbolaget och kräver fältbesök. Detta gränssnitt finns idag på en mindre andel av installerade mätare och det pågår ett arbete kring standardisering av gränssnittet 10 (61)

12 inom Svensk Energi, Proaktivt forum. Ett alternativ är att kundens utrustning kommunicerar trådlöst med elmätaren, exempelvis med ZigBee-standard 4. En utmaning med båda sätten är att det kan vara svårt för lägenhetsinnehavare i flerbostadshus att komma åt sin mätare för att installera utrustningen då de ofta är placerade i mätarrum. 3. DriftKanal Genom DriftKanalen kommer elnätsföretagets driftavdelning i framtiden ha möjlighet att utnyttja AMI-systemet för drift av elnätet. Redan i dag används till viss del information från AMI-systemet av driftavdelningen för t.ex. mätning av leveranskvalitet (t.ex. kontroll mot normalspänning och avbrottsinformation), från- /tillkoppling av elleveransen och i viss mån laststyrning. Dock sker detta idag inte i realtid, vilket det är tänkt att göra i den kommande DriftKanalen. Genom att använda AMI-systemets uttagspunkter som styr- och övervakningsobjekt kan lågspänningsnätet integreras i driftövervakningssystemet på liknande sätt som högspänningsnätet är idag. Nätbolaget Nätmarknad Nätbolaget Driften Mät Kanal Drift Kanal AMI 1.x ca 1 min 16 h AMI 3.0 i princip realtid AMI 1.x ca 1 min 16 h AMI 3.0 upp till ca 1 min Kund Kanal Oberoende AMI-system i princip realtid Bild 1. Beskrivning av principen för olika kanaltypers funktionalitet för hushållsmätare (61)

13 4 NULÄGE Nuläget beskriver de idag driftsatta mätsystem som finns installerade hos kunderna. Dessa system benämns som AMI 1.x på grund av att det är olika system och konfigurationer hos respektive elnätsföretag. 4.1 MÄTARBESTÅND Sveriges elanvändning mäts av cirka 5.3 miljoner elmätare för kunder upp till 63 A, de flesta är installerade hos elanvändare i hushåll, fastigheter och mindre industrier. Mätarna är direktanslutna och tillhör mätkategori > år 2004 år 2005 år 2006 år 2007 år 2008 år 2009 år 2010 år 2011 år 2012 Diagram 1. Åldersfördelningen på driftsatta hushållsmätare i fält mätkategori 1 i tusental (Källa opublicerat material från SWECO). Som framgår i Diagram 1 skedde utbyte av mätare, till nya AMI-system (AMI 1.x), i störst omfattning under år 2007 och Detta på grund av att elnätsföretagen skulle uppfylla det nya lagkravet med månadsvis fakturering av faktisk förbrukning som trädde i kraft den 1 juli Enligt de leverantörer av mätare som vi har haft kontakt med är den tekniska livslängden för en mätare ca år (enligt förhandsregleringen är den ekonomiska avskrivningstiden 12 år). Det bör nämnas att några tillverkare har haft kvalitetsproblem med vissa komponenter i de installerade mätarna, dessa mätare behöver i vissa fall bytas ut innan den tekniska livslängden löpt ut. Dessvärre är det svårt att veta omfattningen av detta eftersom kvalitetsproblemen inte är fullt kartlagda ännu. 12 (61)

14 4.2 AMI-SYSTEM AMI-systemens ingående komponenter är: Mätenheter som består av en mätare och en mätterminal. Mätterminalen kan vara separat monterad eller integrerad i mätenheten, vilket är vanligast idag. Kommunikationsutrustning, även kallad koncentrator. Beroende på vilken kommunikationslösning som används är kommunikationsutrustningen ansluten mot LSP/HSP-nätet (ofta i nätstation) eller vid uttagspunkten för en elanvändare. Centralsystem, även kallat insamlingssystem. Centralsystemet administrerar insamlingen av mätvärden och övriga funktioner i AMI-systemet. Det finns två olika typer av centralsystem: o o Centralsystem som är baserade på en proprietär lösning och som enbart fungerar med leverantörens mätare och kommunikationsutrustning Centralsystem som hanterar flera olika kommunikationsprotokoll från ett flertal leverantörer av både mätare och kommunikationsutrustning (endast en leverantör på den svenska marknaden (Powel)) AMI-system Affärssystem Mätenhet Mätare gränssnitt gränssnitt Kommunikationsutrustning gränssnitt Centralsystem Insamling integration KIS/ faktureringssystem integration Mätterminal Databas MD/ mätdatabas Bild 2. AMI-systemets olika komponenter och överliggande affärssystem. Det finns ett antal olika kommunikationssätt för att kommunisera med mätarna i AMIsystemet: Elnätskommunikation via flera transformeringssteg, för både HSP- och LSP-nätet Elnätskommunikation endast via LSP-nätet GPRS-kommunikation, direkt från mätare till centralsystem (punkt till punkt) GSM-kommunikation, direkt från mätare till centralsystem (punkt till punkt) TCP-IP-kommunikation vid stadsnätet (fiber), direkt från mätare till centralsystem (punkt till punkt) 13 (61)

15 Radiokommunikation på branschspecifika och öppna frekvensband 14 (61)

16 5 ENKÄTUNDERSÖKNINGAR I följande kapitel presenteras resultatet från två enkätundersökningar som ger en nulägesbeskrivning av de smarta mätfunktioner som finns tillgängliga och används av nätföretagen. Den första gjordes 2010 av Energimarknadsinspektionen och den andra 2013 av undersökningsföretaget Markör på uppdrag av Samordningsrådet för smarta elnät. 5.1 INLEDNING Energimarknadsinspektionens enkätundersökning från 2010 gjordes som en del i en samhällsekonomisk kostnads- och intäktsanalys av åtgärder som möjliggör timdebitering av elkunder upp till 63 A. Syftet med enkätundersökningen var bland annat att ta reda på vilka elmätare som var installerade, vilka smarta mätfunktioner som fanns i elmätarna och vilka smarta mätfunktioner som centralsystemets respektive överliggande stödsystem klarade av. Enkäten skickades till samtliga nätägare, cirka 170 stycken, och av dessa svarade 139 företag. Svaren som kom in stod för av totalt cirka uttagspunkter (cirka 95 % av alla kunder). Alla frågor och svar från undersökningen kommer inte att redovisas här utan bara de som anses relevanta för denna undersökning. Hela undersökningen finns att läsa i Energimarknadsinspektionens rapport EI R2010:22. Eftersom det nu är 4 år sedan denna undersökning gjordes är det intressant att göra en uppföljning. En sådan uppföljning som delvis motsvarar Energimarknadsinspektionens rapport har genomförts av undersökningsföretaget Markör på uppdrag av samordningsrådet för smarta elnät. Syftet med denna undersökning var att få en mer heltäckande bild av vilka mätfunktioner som används och vilka smarta mätsystem som finns på plats hos elnätsföretagen. Denna undersökning genomfördes år 2013 och svaren som kom in från elnätsägare stod för av totalt cirka uttagspunkter (cirka 89 % av alla kunder). 15 (61)

17 I diagram 2 visas marknadsandelar på kundnivå och per AMI-system från enkätundersökningen Marknadsandelar på kundnivå och per AMI-system Nuri Telecom 6% Policom 3% Iskra 3% HM Power 5% Itron inkl. Actaris 8% Ej med i enkät 11% Övrigt 7% Echelon 19% Landis& Gyr 20% Kamstrup, Senea 11% Metrima 7% Diagram 2. Marknadsandelar på kundnivå och per AMI-system Enkät 2013 Svaren på frågorna i den senaste enkätundersökningen har redovisats per AMI-system. För att få fram hur många kunder som exempelvis har mätare som klarar timvärden har svaren i de fall där det varit möjligt analyserats utifrån antal uttagspunkter. På det sättet går det också, i större utsträckning, att jämföra de båda enkätundersökningarna med varandra. Samtliga grafer som presenteras i denna rapport avser uttagspunkter. I enkätundersökningen från 2013 ställdes flera av frågorna utifrån om företaget samlar in mätarställning och/eller förbrukningsvärde. Vi har antagit att förbrukningsvärde står för timvärde men det är inte säkert att alla elnätsföretag har tolkat frågorna på samma sätt. Det är många som har svarat att de samlar in både mätarställning och förbrukningsvärde. I dessa fall har vi valt att tolka svaret enligt följande exempel: Fråga: Hur ofta samlas data in?. Ett företag har svarat varje månad på förbrukningsvärde och varje dygn på mätarställning. I detta fall har vi tolkat svaret som att systemet klarar av att samla in data varje dygn. 16 (61)

18 Analys och redovisning av relevanta jämförbara skillnader mellan enkätundersökningarna redovisas i avsnitt , 5.4 och 5.5. Urval av mer detaljerade kommentarer finns redovisade i bilaga INSAMLING OCH UPPLÖSNINGSNIVÅ Timvärdeshantering, mätare Det finns en del oklarheter i svaren gällande insamling av timvärden i de båda enkäterna. I enkäten som gjordes 2010 visade svaren att 94 % av uttagspunkterna är försedda med mätare som kan registrera timvärden, se Diagram 3. I kalkylen som presenterades i Ei:s rapport omvärderades denna andel från 94 % till 91 % på grund av att vissa av mätarna saknade tillförlitlig inbyggd realtidsklocka. Enligt svaren i enkäten från 2013 samlas timvärden/förbrukningsvärden in från 42 % av uttagspunkterna. För majoriteten av uttagspunkterna samlas mätarställning in och av dessa är det många som också samlar in förbrukningsvärde. Det är dock svårt att göra en bedömning utifrån detta resultat då förbrukningsvärde kan ha tolkats olika av de som har besvarat enkäten. Andra svar visar dock på en betydligt större andel med timvärdesinsamling, därför anser vi att 42 % inte är relevant. Vi har istället byggt ett antagande kring möjlig timvärdeshantering för installerade mätare på enkätens svar kring Marknadsandelar på kundnivå och per AMI-system. Här ser vi att 5 % av marknadsandelarna hör till HM Power. Den AMI-lösning som HM Power levererar är en lösning som kommunicerar via elnätet och som i de allra flesta fall inte hanterar timvärden. (Enstaka elnätsföretag med HM Powers lösning klarar av att samla in timvärden men vår bedömning är att denna volym är försumbar.) Samtliga övriga leverantörers mätare kan hantera timvärden enligt vår bedömning. Mot bakgrund av detta gör vi ett antagande om att 95 % av Sveriges elmätare 2013 hanterar timvärden. Här behöver dock samma justering göras som för 2010 avseende att 3 % av mätarna saknar tillförlitlig inbyggd realtidsklocka. Detta ger att 92 % av mätarna hanterar timvärden Förändringen från 91 % 2010 till 92 % 2013 bedöms därför som försumbar. Eftersom det i enkäten 2013 saknas frågor kring vilka mätare som klarar timvärdeshantering bedöms andelen 92 % som osäker. Vid behov rekommenderas att detta undersöks vidare. 17 (61)

19 Diagram 3. Möjlighet att registrera timvärden Enkät 2010 Timvärdeshantering, system Enligt svar från enkät 2010 erbjöds 26 % av kunderna timstatistik via internet, se Diagram 4. Enligt enkäten från 2013 tillgängliggjordes timstatistik för 76 % av kunderna, se Diagram 5. I enkät 2013 angavs inte vilken informationsväg som kunderna kunde ta del av timstatistiken, vi har antagit att internet är den vanligast förekommande informationsvägen för statistik. Andelen kunder som kan ta del av sin timstatistik har således ökat markant under perioden Enligt Eis rapport EI R2010:22, bilaga 3 gjordes en beräkning som visade att ca 30 % av mätpunkterna kan hantera timvärden vad gäller systemfunktionalitet, prestanda och/eller kapacitet. För 2013 har vi inte tillgång till någon motsvarande uträkning. Vi använder därför enkätsvaret för 2013 som angav att 76 % har tillgång till timstatistik. Detta ger att resterande del, 24 % bedöms sakna motsvarande systemfunktionalitet, prestanda och/eller kapacitet. Av enkäterna kan vi inte läsa ut om tillgängliggörandet av timstatistik innebär att överliggande system för avräkning, fakturering etc. hanterar timvärden. Vi antar dock i denna utredning att så är fallet, vår rekommendation är dock att detta undersöks vidare. 18 (61)

20 Diagram 4. Timstatistik till kunder- Enkät Diagram 5. Timstatistik till kunder Enkät (61)

21 Insamlingsfrekvens Majoriteten av AMI-systemen samlar in data varje dygn eller oftare, detta sker för 96 % av uttagspunkterna enligt enkätundersökningen från 2013, se Diagram 6. Detta är en ökning från 2010 när data samlades in varje dygn eller oftare för 76 % av uttagspunkterna, se Diagram 7. Insamling av data varje timme har också ökat från 0,3 % till 6 % av uttagspunkterna under perioden Diagram 6. Insamlingsfrekvens Enkät 2013 Diagram 7. Insamlingsfrekvens Enkät (61)

22 Upplösningsnivå Enligt enkäten från 2010 har 71 % av uttagspunkterna bättre upplösningen än hela kwh, se diagram 8. Enligt enkäten från 2013 har 81 % av uttagspunkterna en högre upplösningsnivå än hela kwh, majoriteten med två decimaler, se Diagram 9. Diagram 8. Upplösningsnivå för timvärden Enkät 2010 Diagram 9. Upplösningsnivå för timvärden Enkät (61)

23 5.3 KVALITETSSÄKRING AV MÄTDATA Automatisk och dygnsvis kvalitetssäkring är vanligast förekommande i AMI-systemen år För 77 % av uttagspunkterna kvalitetssäkras mätdata varje dygn, se Diagram 10. (Denna frågeställning fanns inte med i enkäten från 2010). Diagram 10. Kvalitetssäkring av data Enkät (61)

24 5.4 SMARTA MÄTFUNKTIONER I detta kapitel beskrivs de smarta mätfunktioner som identifierades i enkäterna. Mätning av flera energiriktningar 34 % av uttagspunkterna har enligt enkät 2010 mätare som kan hantera båda energiriktningar det vill säga inmatning och uttag av energi, se Diagram 11. Motsvarande uppgift för 2013 var 40 %, se Diagram 12. Diagram 11. Mätning I båda energiriktningar Enkät 2010 Diagram 12. Mätning i båda energiriktningar Enkät (61)

25 Larm för avbrott Resultatet av enkäten från 2010 visar att 51 % av mätarna hade larm för avbrott, se Diagram 13. Motsvarande uppgift för 2013 var 72 %, se Diagram 14. Diagram 13. Larm för avbrott Enkät 2010 Diagram 14. Larm för avbrott Enkät (61)

26 Resultatet från enkäten 2010 visar att 47 % av mätarna registrerar både korta och långa avbrott, se Diagram 15, till skillnad från 2013 när motsvarande uppgift var 66 %, se Diagram 16. Diagram 15. Avbrottsregistrering Enkät 2010 Diagram 16. Avbrottsregistrering Enkät (61)

27 Registrering av avvikande normspänning Resultat från enkäterna i diagram 17 och 18 visar enligt vår tolkning om registrering av avvikande normspänning kan göras i mätaren. Som framgår av Diagram 17 registrerades avvikelser från normspänning för 42 % av mätarna Motsvarande siffror för 2013 var 66 %, se diagram 18. Diagram 17. Avvikelser från normspänning Enkät 2010 Diagram 18 Avvikelser från normspänning Enkät (61)

28 Larm för spänningsproblem Resultat från enkäterna i diagram 19 och 20 enligt vår tolkning visar om larm för spänningsproblem kan hanteras i AMI-systemets centralsystem. Vår tolkning är också att larmet omfattar registrering av avvikelse från normspänning. Enligt enkäten från 2010 hade 35 % av mätarna larm för spänningsproblem, se Diagram 19. Motsvarande uppgift för 2013 var 44 %, se Diagram 20. Diagram 19. Larm för spänningsproblem Enkät 2010 Diagram 20. Larm för spänningsproblem Enkät (61)

29 Rundstyrningsfunktion för effektbristsituation I enkätundersökningen från 2013 ställdes en fråga om det finns rundstyrningsfunktion för effektbristsituationer. Svaret från enkäten visade att det finns rundstyrningsfunktion för effektbristsituationer för endast 2 % av uttagspunkterna, se Diagram 21. Vi bedömer att det kan finnas en osäkerhet hos respondenterna i hur frågeställningen har tolkats. Exempelvis kan man ställa sig frågan om rundstyrningsfunktion är ett grupp- eller individuellt styrningskommando? En annan fråga kan vara om en effektbristsituation avser hela uttagspunktens elanvändning eller del av den, t.ex. elvärmelasten? Diagram 21. Rundstyrningsfunktion för effektbristsituationer Enkät SERIELLT GRÄNSSNITT (KUNDKANALEN) Det seriella gränssnittet på mätaren innebär en möjlighet för elanvändaren att ta del av sin elanvändning i realtid. Det finns dock en osäkerhet kring hur det seriella gränssnittet ska användas och i nuläget bedöms inte många elanvändare nyttja detta gränssnitt. Enligt svaren i enkäten från 2010 hade 31 % av mätarna seriellt gränssnitt, se Diagram 22. Motsvarande fråga i enkäten från 2013 gav svaret att enbart 13 % av mätarna hade seriellt gränssnitt, se Diagram 23. Dessa svar innebär således en minskning av antalet mätare med seriellt gränssnitt vilket inte är rimligt. Det tyder på att respondenterna inte tolkat frågorna på samma sätt. Det finns också en osäkerhet om standardiserad trådlös teknik såsom ZigBee ska omfattas av dessa svar i enkäterna. Det är därför inte möjligt att säga att det ena svaret är mer korrekt än det andra. Däremot antar vi att det korrekta antalet mätare med seriellt gränssnitt troligtvis är någonstans mellan 13 % och 31 % av samtliga installerade mätare. Ytterligare resonemang kring detta förs i kapitel 6. På grund av osäkerheten är vår rekommendation att detta bör undersökas vidare. 28 (61)

30 Lokalt kommunikationsgränssnitt Är mätarna förbredda för att kunden ska kunna hämta realtidsinformation från mätaren via lokal kommunikationslösning så kallad HAN? 1% 31% Ja Nej 68% Inget svar Diagram 22. Lokalt kommunikationsgränssnitt Enkät 2010 Diagram 23 Seriellt gränssnitt Enkät (61)

31 6 AMI 1.X - FÖREKOMST AV SMARTA MÄTFUNKTIONER I kapitel 3.3 identifierades följande områden för vilka smarta mätfunktioner kan vara värdefulla: avbrottsinformation, efterfrågeflexibilitet, effekttariffer för nättariffen, leveranskvalitetet, småskalig produktion och nätförluster. Dessa områden har delats in i 4 typområden för kommande analys. 1. Information i realtid av kundens elanvändning (bl.a. som underlag för efterfrågeflexibilitet), se begrepp KundKanal i kapitel Mätvärdesinsamling med timupplösning inkl. avräkning och fakturering (bl.a. effekttariffer, efterfrågeflexibilitet) 3. Utökat informationsinnehåll från mätaren (bl.a. avbrottsinformation och leveranskvalitet) 4. Utökad mätning (identifiering av nätförluster, småskalig produktion) Mätning på flera platser i nätet för att ge information till elnätsföretaget så att nätförluster kan reduceras. Det innebär även mätning och styrning av småskalig produktion. Nedanstående tabell redovisar resultatet i de två enkäterna gällande frågeställningar som vi kan härleda till de 4 ovan nämnda typområden för smarta mätfunktioner. Tabellen nedan redovisar svar från enkäten 2010 och Baserat på dessa svar kan vi göra en analys av nuläget (enkät 2013) och en bedömning av den förändring som skett inom dessa typområden under perioden Funktionskrav Analys Enkät 2013 Enkät 2010 Information av kundens elanvändning i realtid Svaren i enkäterna indikerar att respondenterna inte har tolkat frågorna på samma sätt. En orsak skulle kunna vara att de inte haft samma kännedom om mätarnas funktionalitet. Det är därför inte möjligt att säga att det ena svaret är mer korrekt än det andra. Däremot kan vi anta att det korrekta antalet mätare med seriellt gränssnitt alternativt trådlös standard, exempelvis ZigBee, är någonstans i spannet 13-31% av alla installerade mätare. 13 % har seriellt gränssnitt. 31 % kan hämta data via lokalt gränssnitt 30 (61)

32 Funktionskrav Analys Enkät 2013 Enkät 2010 Kommentar Bland de elnätsföretag som vi tillfrågat råder det en osäkerhet kring hur det lokala seriella gränssnittet kan användas, bland annat på grund av att standarder ännu inte är fastställda. En driftsättning av en kundkanal via gränssnittet kan kräva installation i fält av mättekniker. Enligt tidigare beskrivning av kundkanalen (kapitel 3.3) kan kunden alternativt även ta del av elanvändning i realtid via en extern optisk utrustning. När det gäller den optiska utrustningen så finns inga vidare uppgifter i enkäterna om hur vanligt förekommande denna utrustning är, Swecos grova bedömning ger att utrustningen är installerad hos ca kunder. En ytterligare aspekt är att kunden behöver åtkomst till sin mätare för att kunna installera utrustningen, detta är ett problem främst för lägenhetsinnehavare där mätaren sitter i mätarrum (det finns 2,5 miljoner lägenheter i Sverige). Förslag på lösning Mätvärdesinsamling med timupplösning Om information till kunden gällande elanvändning i realtid ska öka inom ramen för nuvarande AMI 1.x är vår bedömning att det mest framkomliga sättet är att kunderna själva installerar den optiska utrustningen. Enkäterna visar att andelen mätare som kan hantera timvärden har ökat från 91 % 2010 till 92 % % av mätarna klarar att registrera timvärden 91 % * av mätarna klarar att registrera timvärden Enkäterna visar att andelen AMIsystem som kan hantera timvärden har ökat från 30 % till minst 76 % * Ei:s rapport EI R2010:22. Minst 76 % av systemen hanterar timvärden 30 % * av systemen hanterar timvärden Kommentar Värt att notera är dock att kundintresset för timvärdesinsamling hittills varit begränsat. Utfallet för elanvändare med elavtal som kräver timmätning var 2013 endast kunder enligt Eis uppföljning av timmätningsreformen EI 2013:15. Timvärdesinsamling är centralt för att kunderna ska kunna agera på den öppna marknaden, exempelvis för nya tariffstrukturer och efterfrågeflexibilitet. På grund av att elbörsoch avräkningssystemen idag bygger på timupplösning bör alla 31 (61)

33 Funktionskrav Analys Enkät 2013 Enkät 2010 kunder ha timupplösning för att kunna delta fullt ut på elmarknaden. Se exempelvis rapport Elforsk 13:95 Efterfrågeflexibilitet på Energy-only marknad. Förslag på lösning För att nå ett fullt utbyggt AMI-system med timvärdeshantering krävs utbyte av 8 % av befintliga mätare och uppgradering av befintlig kommunikationsutrustning och centralsystem kopplat till 24 % av kunderna. Kostnadsuppskattning för dessa åtgärder presenteras i kap 9.1. Utökat informationsinnehåll (avbrott och leveranskvalitét) Enkäterna visar att andelen mätare som har larm för avbrott har ökat från 51 % till 72 %. Andelen mätare som registrerar normspänning har ökar från 51 % till 66 % Larm för avbrott 72 % Registrering avvikelse normsp. 66 % Larm för avbrott 51 % Registrering avvikelse normsp. 42 % Kommentar Förslag på lösning För att uppnå fullt utbyggd larmhantering för avbrott och registrering av normspänning behöver åtgärder genomföras för de kvarstående mätarna (28 % av mätarna för larm för avbrott och 34 % av mätarna för registrering avvikelse normspänning). Eventuellt kan detta genomföras genom uppgradering av befintliga AMI-system. Vår bedömning är dock att det kommer krävas fältbesök vid mätaren av tekniker i många fall och troligtvis också även mätarbyte. Förutsättningarna för hur befintliga mätare kan uppgraderas bör utredas ytterligare. Utökad mätning (nätförluster, småskalig produktion) Det saknas underlag i enkäterna gällande omfattning av mätning i distributionsnätet (primärt nätstationer) Saknas Saknas Kommentar Möjligheten att mäta i båda energiriktningarna har ökat från 34 % till 40 % 40 % 34 % Beroende på hur Ei kommer att hantera nätförluster i intäktsramen (pågående arbete inom Ei), kan det var en fördel med extra mätning i nätstationen. Dock kommer DriftKanalen att kräva ny utrustning i nätstationen och det ingår mätning i 32 (61)

34 Funktionskrav Analys Enkät 2013 Enkät 2010 den tekniska lösningen för AMI 3.0. Mätning i båda energiriktningarna kan behöva kräva anpassning i AMI-systemet och överliggande stödsystem (mätvärdeslager och faktureringssystem). Förslag på lösning Eftersom det saknas information om omfattningen av mätning i nätstationerna behöver detta utredas ytterligare. När det gäller mätning för småskalig produktion bör mätning anpassas vid behov i samband med att småskalig produktion installeras. 33 (61)

35 7 AMI 2.0 TILLKOMMANDE KRAV 7.1 BESKRIVNING AMI 2.0 är enligt vår beskrivning de AMI-system som finns tillgängliga på marknaden idag. Genom input från de leverantörer av AMI-system som vi haft dialog med har vi fått en bild av funktionalitet i AMI 2.0. Jämfört med AMI 1.x innehåller AMI 2.0 en uppdaterad MätKanal (inklusive de smarta mätfunktioner som definierats i kapitel 3.1) samt en förbredd KundKanal i realtid (gränssnitt för kunden finns på mätaren men det är inte standardiserat ännu). När det gäller DriftKanalen har det inte skett någon större utveckling jämfört med befintlig funktionalitet i AMI 1.x. I kapitel 3.2 formulerades följande tillkommande funktionskrav baserat på EU-rekommendationer, mätaren ska: samla in data till ett register och tillhandahålla insamlad data till aktörer (slutkund, elleverantörer och av kund utsedd tredjepartsaktör) på marknaden stödja dubbelriktad kommunikation med mätsystem och aktörer på marknaden stödja avancerade tariffer och betalningssystem stödja avstängning och aktivering av elleverans samt effektbegränsning exportera elanvändningsdata i realtid direkt från mätarens register till slutkund eller tredje part utsedd av elanvändaren (kunden) ge information via webbportal, display eller utrustning i hemmet 7.2 GAP ANALYS Nedan följer en analys av hur AMI 1.x respektive AMI 2.0 uppfyller ovan beskrivna tillkommande funktionskrav: Tillkommande Funktionskrav AMI 1.x AMI 2.0 Att samla in data till ett register och tillhandahålla insamlad data till aktörer på marknaden. Att stödja dubbelriktad kommunikation med mätsystem och aktörer på Uppfyller funktionskrav, dock med varierande upplösning av registervärden. 8 % av mätarna och 24 % av systemen saknar funktionalitet för timvärden i nuläget. Uppfyller funktionskrav till stor del, det finns dock tveksamhet kring om t.ex. viss elnätskommunikation stödjer dubbelriktad kommunikation. Ytterligare undersökning krävs för att Uppfyller funktionskrav, stödjer timvärden och i de flesta fall även minutvärden (troligtvis är 15 min värden mest aktuellt) Uppfyller funktionskrav, stödjer dubbelriktad kommunikation. 34 (61)

36 Tillkommande Funktionskrav marknaden. AMI 1.x AMI 2.0 säkerställa andelen som uppfyller kravet. Att stödja avancerade tariffer och betalningssystem Att stödja avstängning och aktivering av elleverans samt effektbegränsning Att exportera elanvändningsdata direkt från mätarens register till slutkund eller tredje part utsedd av elanvändaren (kunden). Uppfyller funktionskrav till viss del, kräver timvärdesinsamling. 8 % av mätarna och 24 % av systemen saknar funktionalitet för timvärden i nuläget. Oklart om funktionskrav uppfylls. En vanlig lösning är att det finns en kundbrytare installerad på mätaren. Det finns dock ingen fråga som berör detta i enkäten. (Effektbegränsning med rundstyrningsfunktion kan göras i begränsad omfattning (2 %)) Uppfyller funktionskrav i begränsad omfattning. Seriella gränssittet på mätaren antas kunna användas för mellan % av mätarna. Förslaget är att kunden själv installerar den externa optiska utrustningen (se kapitel 3.3). Uppfyller funktionskrav, stödjer timvärden och i de flesta fall även minutvärden. Uppfyller funktionskrav Funktionen kundbrytare finns som tillval. Uppfyller funktionskrav delvis: AMI 2.0 har gränssnitt direkt från mätaren där elanvändare/ tredje part kan ansluta mottagande utrustning, det saknas dock standardisering för gränssnittet i nuläget. Att ge information via webbportal, display eller utrustning i hemmet. Uppfyller funktionskrav via webbportal delvis: timstatistik kan erhållas för 76 % av elanvändarna. För information via display eller utrustning i hemmet: se funktionskrav exportera elanvändningsdata ovan. Uppfyller funktionskrav: AMI-system stödjer funktion för timstatistik För information via display eller utrustning i hemmet: se funktionskrav exportera elanvändningsdata ovan. 35 (61)

37 8 AMI 3.0 NÄTAUTOMATION AMI 3.0 är enligt vår beskrivning nästa generations AMI-system. I AMI 3.0 bedömer vi att det i framtiden finns funktionalitet för de 3 kanaltyper som definierats i kapitel 3.3: MätKanal, KundKanal och DriftKanal. Det innebär att AMI 3.0 ger förutsättningar för nätautomation i det framtida elnätet. Alla elanvändares uttagspunkter har då möjlighet att bli styr- och övervakningsobjekt i driftövervakningssystemet (SCADA). I nuläget övervakas främst högspänningsnätet. I AMI 3.0 inkluderas lågspänningsnätet i driftövervakningssystemet. Exakt hur AMI-systemen kommer att utvecklas är svårt att veta i dagsläget. Det beror på olika faktorer som till exempel vilken nytta elnätsföretagen ser i ny funktionalitet, den ekonomiska situationen i energibranschen etc. Kommunikationslösningarna i AMI 3.0 behöver sannolikt dimensioneras med hänsyn till kostnader, nytta och prestandakrav för respektive kanaltyp. Vi tror att det kommer ställas högre krav på kommunikation för DriftKanalens styrning och övervakning jämfört med MätKanalens insamling av mätdata. Prioritering av kommunikationskapacitet för MätKanal respektive DriftKanal kan bli en viktig frågeställning i AMI 3.0. Det är idag också svårt att uppskatta tidpunkten när AMI 3.0 är tillgängligt på marknaden. Utvecklingen av AMI 3.0 beror bland annat på standardiseringsarbete kopplat till ny funktionalitet för nätautomation. Utvecklingen av kommande AMI-system kommer sannolikt vara beroende av installationstakten av AMI-system i Europa. Baserat på data tillgänglig 2013 uppskattar EU-kommissionen att de installationer som förväntas ske till 2020 innebär investeringar i miljoner smarta mätare 5. Dessa investeringar kommer sannolikt att driva på utvecklingen av AMI-systemen och vår bedömning är att AMI 3.0 kommer att kunna levereras omkring år Vid denna tidpunkt är det också rimligt att den ekonomiska livslängden för många av dagens installerade mätare är uppnådd. Även den tekniska livslängden bör då vara i slutskedet. Det finns därmed incitament för en stor andel av elnätsföretagen att byta ut sina elmätare och investera i AMI Europeiska Kommissionen, 2013b, sid (61)

38 9 KOSTNADSUPPSKATTNING Kostnadsuppskattningar har genomförts för Scenario 1 och 2: Scenario 1: Uppgradering av befintliga AMI 1.x till grundläggande funktionalitet för timvärdeshantering Scenario 2: AMI-systemskifte från AMI 1.x till AMI 2.0 (tillkommande funktionskrav) Scenario 3: AMI-systemskifte från AMI 1.x till AMI 3.0 (kostnadsuppskattning har inte genomförts) 9.1 KOSTNADSUPPSKATTNING SCENARIO 1 Omfattning scenario 1 Enligt analys i kapitel 6.1 uppfyller AMI 1.x till viss del smarta mätfunktioner enligt de 4 typområden som definierats och analyserats. Vår bedömning är att område mätvärdesinsamling med timupplösning är relevant att kostnadsuppskatta. För övriga typområden genomförs ingen kostnadsuppskattning. Ei:s tidigare kostnadsuppskattning år 2010 Vi använder oss av samma kalkylunderlag och prisantaganden som från Ei:s utredning Ei R2010:22 Ökat inflytande för kunderna på elmarknaden. Beräkningar från EIs tidigare utredning är enligt följande: Beskrivning Mätare (mätarbyte) Koncentrator (anpassningar för utökad kommunikation) Systemanpassningar AMIsystemets centralsystem och överliggande stödsystem (mätvärdeslager och faktureringssystem). Summa Omfattning Ei utredning R2010: mätare kr per mätare koncentratorer kr per koncentrator kunder 100 kronor per kund Kostnad i kronor 900 miljoner 100 miljoner 350 miljoner miljoner Total investeringskostnad för att alla elanvändare ska ha timvärdeshantering 2010 var miljoner kronor. 37 (61)

39 Ei:s kostnadsuppskattning justerad för år 2013 För att anpassa kostandsuppskattningen för år 2013 har antalet mätare och system som kräver anpassning uppdaterats enligt enkätsvaren som presenterades i kap 5.2. Beskrivning Omfattning 2013 Kostnad Mätare (mätarbyte) Kommentar mätare kr per mätare 850 miljoner kr Enligt tidigare resonemang saknar 8 % av mätarna timvärdesinsamling för Samma pris per mätare används i beräkningen som i kostnadsuppskattningen från Å ena sidan skulle priset idag kunna vara lägre om större volymer av mätare upphandlas, å andra sidan har mätarna idag fler funktioner vilket kan tala för ett högre pris. Dessa förändringar uppskattas beröra cirka elnätsföretag (baserat på enkät 2013). Koncentrator (anpassningar för utökad kommunikation) Kommentar koncentratorer kr per koncentrator 100 miljoner kr I kostnadsuppskattningen har samma vi använt samma bedömning som i Ei:s utredning. Få mätare har bytts under perioden Det är svårt att tolka hur många av elnätsbolagen som omfattas av denna förändring. Enligt enkät 2013 anges att knappt hälften av AMI-systemen inte hanterar timvärden. Vår bedömning är därför att ca hälften (knappt 100 st) av elnätsföretagen kommer att behöva göra dessa förändringar. Systemanpassningar (AMIsystemets centralsystem och överliggande stödsystem) Kommentar kunder 100 kronor per kund 130 miljoner kr Enligt enkäten 2013 är det 24 % av kunderna som inte har tillgång till timstatistik, detta motsvarar kunderna. Som tidigare nämnts i kap 6.1 är det osäkert om det innebär att resterande andel kunder ( st) kan hantera timvärden i överliggande system för avräkning och fakturering. Detta går inte att utläsa av enkäten men vi gör det antagandet. Detta behöver dock säkerställas i vidare undersökningar. Omfattningen bedöms även här beröra cirka elnätsföretag enligt samma resonemang som för koncentrationerna ovan. Summa miljoner kr 38 (61)

40 Total investeringskostnad för att alla elanvändare ska ha timvärdeshantering är miljoner kronor. För KundKanalen och mätning i nätstationer uppskattas kostnader per installation enligt nedan: Beskrivning KundKanalen Priset avser den optiska utrustning som kunder själv köper och installerar. Från mätare exporteras elanvändningen till extern utrustning i realtid för bl.a. visning och statistik. Prisuppgifterna från leverantörerna av produkter som KundKanalen och energibolag ligger inom intervallet kronor vid anskaffning. Detta medför således ingen kostnad eftersom vissa elleverantörer erbjuder möjlighet att hyra utrustningen (ex E.ON:s pågående kampanj där kunden kan hyra utrustningen för 15 kronor per månad). Vår grova uppskattning i denna utredning ger att det finns ca installerade utrustningar hos kunderna. Ingen uppskattning har gjorts gällande installationstakten i framtiden. Kostnad per installation kr Mätning i nätstationer Ingen kostnadsuppskattning har gjorts för någon utrustning för mätning i nätstationerna. Enligt uppgift från en systemleverantör finns det ca nätstationer i hela landet. Om det finns en förberedd anslutning för mätning bedömer vi att kostnaden är i samma storleksordning som för en vanlig mätarinstallation, d.v.s. minst kr per installation. Minst kr 39 (61)

41 9.2 KOSTNADSUPPSKATTNING SCENARIO 2 Detta scenario innebär ett AMI-systemskifte från AMI 1.x till AMI 2.0. Till stora delar uppfyller AMI 1.x redan idag funktionalitet motsvarande AMI 2.0. Vissa delar av AMI 1.x behöver dock uppgraderas för att uppfylla de tillkommande funktionskraven. Exempelvis behöver timvärdeshantering införas för de mätare och system som saknar detta idag. Enligt kostnadsuträkning i kapitel 9.1 behöver ca 1080 miljoner kr investeras för denna uppgradering. Utöver detta krävs uppgradering för de AMI 1.x system som idag inte hanterar: dubbelriktad kommunikation att stödja avstängning och aktivering av elleverans att exportera elanvändningsdata till slutkund eller tredje part utsedd av elanvändaren att presentera statistik för kund via kundportal För ovan nämnda uppgraderingar behöver omfattning och lämpliga åtgärder analyseras ytterligare. Det kan innebära utbyte eller uppgradering av mätare, kommunikationsutrustning och centralsystem. Om alla AMI-system inklusive mätare skulle bytas bedöms kostnaden uppgå till ca miljoner kronor (5,3 miljoner kunder à kr per mätare enligt beräkning i Eis utredning). En väldigt grov bedömning ger således att kostnaderna hamnar i spannet mellan och miljoner kr. 9.3 KOSTNADSUPPSKATTNING SCENARIO 3 Ingen kostnadsuppskattning har gjorts för detta scenario på grund av att det i dagsläget saknas information om kostnader för framtida AMI-system. 40 (61)

42 10 SLUTSATSER GAP-analysen mellan enkätundersökningarna visar att användning av smarta mätfunktioner har ökat mellan 2010 och Exempel på funktioner som ökat under denna period är: larm för avbrott, avvikelser från normspänning och timstatistik till kunderna. Det har troligtvis lett till större kundnytta då elanvändarna har fått utökad information om elförbrukningen. Det har också troligtvis lett till en större nätnytta genom utökad användning av avbrottsinformation och bredare underlag för kontroll av elleveranskvalitet. Andelen mätare som klarar timvärdeshantering har bara ökat marginellt (92 % år 2013), andelen system som klarar timvärdeshantering har ökat kraftigt (76 % år 2013). Denna utredning har primärt baserats på två tidigare genomförda enkäter. Informationen i enkäterna är dock inte fullständig för att: identifiera befintliga smarta mätfunktioner i drift, säkerställa i vilken omfattning som smarta mätfunktionerna används, identifiera vilka typer av kompletteringar/ uppdateringar som krävs för att uppfylla funktionskrav på smarta mätfunktioner, Genom smarta mätfunktioner förmedlas en mängd information till marknadens aktörer (elanvändare, elhandlare, elnätsföretag och tredjepartsaktörer). Det finns stor potential att med hjälp av smarta mätfunktioner påverka hur aktörerna fattar beslut och agerar. AMI 1.x - dagens installerade system uppfyller till stor del de i utredningen definierade smarta mätfunktioner samt tillkommande funktionskrav. Det finns dock en viss andel av dagens system som inte hanterar: timvärdeshantering dubbelriktad kommunikation avstängning och aktivering av elleverans exportering av elanvändningsdata till slutkund eller tredje part utsedd av elanvändaren timstatistik för kund via kundportal Timvärdesinsamling är centralt för att kunderna ska kunna agera på den öppna marknaden, exempelvis för nya tariffstrukturer och efterfrågeflexibilitet. På grund av att hela elbörs- och avräkningssystemen idag bygger på timupplösning så behöver alla kunder ha timupplösning för att kunna delta fullt ut på elmarknaden. Därför bör det första steget vid en uppgradering av AMI 1.x vara att uppdatera till timvärdeshantering, kostnaden uppskattas till ca miljoner kr. Detta innebär mätarbyten för uppskattningsvis elnätsföretag samt uppgradering av kommunikationsutrustning och centralsystem för ca elnätsföretag. 41 (61)

43 Med tanke på resonemanget ovan avseende kundnytta och nätnytta så bör även dessa parametrar öka i samband med byte av AMI-system. Om AMI 1.x ska uppgraderas ytterligare för att uppfylla funktionalitet, förutom timvärdeshantering, enligt ovan behövs vidare analys av omfattning och åtgärder. AMI 2.0 är de system som finns tillgängliga på marknaden idag. I dessa system uppfylls i princip samtliga smarta mätfunktioner och tillkommande funktionskrav. Undantaget är KundKanalen där det finns gränssnitt där standardisering inte är fastställd ännu. AMI 1.x uppfyller till stor del de i utredningen definierade smarta mätfunktionerna och tillkommande funktionskrav. Mätarnas tekniska livslängd är i de flesta fall inte uppnådd, det är därför inte troligt att det kommer att ske några omfattande byten till AMI 2.0 i nuläget. Det finns dock planer på att ersätta befintliga AMI-system före 2020 hos vissa elnätsföretag trots ovanstående slutsats. AMI 3.0 är framtidens system. Vår bedömning är att AMI 2.0 under kommande år kommer att utvecklas till AMI 3.0 med funktionalitet för MätKanal, KundKanal och DriftKanal. Detta innebär bland annat att uttagspunkterna i lågspänningsnätet kommer att finnas som styr- och övervakningsobjekt i driftövervakningssystemen. Utvecklingstakten av AMI 3.0 är bland annat beroende av drivkrafter utifrån kund-, marknads- och nätnyttor samt pågående standardiseringsarbete. Vår bedömning är att AMI 3.0 kommer att finnas tillgängligt ca år Vid denna tidpunkt är det också rimligt att den ekonomiska och den tekniska livslängden för dagens mätare närmar sig slutet. Det finns därmed incitament för en stor andel av elnätsföretagen att byta ut sina elmätare och investera i AMI 3.0. Eftersom det är svårt att bedöma kostnaderna för kommande AMI-system har det inte gjorts någon kostnadsbedömning för investeringarna som krävs för att gå från AMI 1.x till AMI 3.0. Investeringen bör dock redan i nuläget finnas med i elnätsföretagens långsiktiga planer för den kommande tidpunkten då mätarnas tekniska livslängd är uppnådd. 42 (61)

44 11 BEHOV AV YTTERLIGARE INFORMATIONSINHÄMTNING Denna utredning har primärt baserats på två tidigare genomförda enkäter. Informationen i enkäterna är dock inte fullständig för att: identifiera befintliga smarta mätfunktioner i drift, säkerställa i vilken omfattning som smarta mätfunktionerna används, identifiera vilka typer av kompletteringar/ uppdateringar som krävs för att uppfylla funktionskrav på smarta mätfunktioner, beräkna vilka kostnader som krävs för att genomföra kompletteringarna ovan. I tabellen nedan föreslås några exempel på frågor som vi bedömer behöver besvaras av elnätsföretagen för att få en mer komplett bild av nuläget gällande smart mätfunktioner. Nr Förslag på fråga Typ av fråga 1 Hur stor andel av installerade mätare klarar Antal och % timvärdesinsamling? 2 Klarar era insamlingssystem att hantera timvärden? Ja/Nej + antal kunder 3 Klarar era övriga överordnade system fakturering och Ja/Nej + antal kunder avräkning per timme? 4 Hur många mätpunkter i distributionsnätet har ni? Antal kunder 5 Stödjer AMI 1.x dubbelriktad kommunikation med mätsystem Antal kunder och aktörer på marknaden? 6 Stödjer AMI 1.x avstängning och aktivering av elleverans? Antal kunder 7 Stödjer AMI 1.x effektbegränsning? Antal kunder 8 Vilka åtgärder krävs för att uppnå fullt utbyggd larmhantering Antal kunder för avbrott och registrering av normspänning för de mätare som idag inte hanterar dessa funktioner 9 Kan mätarna konfigureras via centralsystemet (s.k. Antal kunder fjärrkonfigurering)? 10 Vilka smarta mätfunktioner kan uppgraderas via Antal kunder fjärrkonfigurering? 11 Vilka smarta mätfunktioner kräver uppgradering i fält. Antal kunder 43 (61)

45 12 REFERENSER EIs rapport R2010:22 Ökat inflytande för kunderna på elmarknaden Timmätning för elkunder med abonnemang om högst 63 ampere. Elforsk rapport 13:95, Efterfrågeflexibilitet på en energy-only marknad. Enkät 2013 Road map towards a common harmonised Nordic end-user market, NordREG Report EU-kommissionens rekommendationer om förberedelser för uppsättning av smarta mätsystem, 2012/148/EU, den 9 mars 2012 Europeiska kommissionen, 2013b, Smart Grid projects in Europe: Lessons learned and current developments, Joint Research Commitment (61)

46 BILAGA 1 EU-KOMMISSIONENS REKOMMENDATIONER OM FÖRBEREDELSER FÖR UPPSÄTTNING AV SMARTA MÄTSYSTEM 6 EU-kommissionen har kommit fram till följande gemensamma minimifunktioner som krävs hos smarta mätsystem för el. För konsumenten: a) Ge kunden och varje tredje part som utsetts av konsumenten möjlighet att göra direktavläsningar. Denna funktion är väsentlig i ett smart mätsystem eftersom direkt återkoppling till kunden är väsentlig för att säkerställa energisparande på efterfrågesidan. Det finns ett betydande samförstånd när det gäller tillhandahållande av standardiserade gränssnitt som skulle kunna möjliggöra energihanteringsalternativ i realtid, till exempel hemautomatisering och olika efterfråge- och utbudssystem, samt underlätta säker leverans av data direkt till kunden. Riktiga, användarvänliga och regelbundna avläsningar som erhålls direkt från det av kunden valda gränssnittet till kunden, och varje tredje part som utsetts av konsumenten, rekommenderas med bestämdhet eftersom de är centrala för att bedriva efterfråge-utbudstjänster, fatta energisparbeslut online och effektiv integrering av distribuerade energiresurser. För att stimulera energisparande rekommenderas medlemsstaterna bestämt att säkerställa att slutkunder som använder smarta mätsystem är utrustade med ett standardiserat gränssnitt som ger konsumenten tillgång till synliga enskilda förbrukningsuppgifter. b) Uppdatera de avläsningar som avses i led a tillräckligt ofta för att det ska vara möjligt att använda uppgifterna i energisparande syfte. Denna funktion är endast knuten till efterfrågesidan, det vill säga kunden. Om konsumenter ska kunna lita på de uppgifter som de får från systemet måste de se att de avlästa värdena svarar på deras åtgärder. Hastigheten måsta anpassas till svarstiden för de energiförbrukande eller energiproducerande produkterna. Enligt allmänt samförstånd behöver uppdateringshastigheten vara minst en gång var 15:e minut. Fortsatt utveckling och nya energitjänster kommer sannolikt att leda till snabbare kommunikationer. Det rekommenderas också att det smarta mätsystemet ska kunna lagra kundens förbrukningsuppgifter under en rimlig tidsperiod för att det ska vara möjligt för kunden, och varje tredje part som utsetts av konsumenten, att ta fram och gå igenom uppgifter om den senaste förbrukningen. Detta bör göra det möjligt att beräkna de kostnader som är knutna till förbrukning. För mätoperatören: c) Ge operatören möjlighet till fjärravläsning av mätare. Denna funktion avser utbudssidan (mätoperatörer). Det råder ett brett samförstånd om att detta är en central funktion. 6 EU-kommissionens rekommendationer om förberedelser för uppsättning av smarta mätsystem, 2012/148/EU, den 9 mars (61)

47 d) Möjliggöra tvåvägskommunikation mellan det smarta mätsystemet och yttre nät för underhåll och tillsyn av mätsystemet. Denna funktion avser mätning. Det råder ett brett samförstånd om att detta är en central funktion. e) Ge möjlighet till avläsning tillräckligt ofta för att uppgifterna ska kunna användas för nätplanering. Denna funktion är knuten till både efterfrågesidan och utbudssidan. För ekonomiska aspekter av energiförsörjning: f) Understödja avancerade avgiftssystem. Denna funktion är knuten till både efterfrågesidan och utbudssidan. Smarta mätsystem bör innehålla avancerade avgiftsstrukturer, register över tidpunkter för användning och fjärrstyrd avgiftskontroll. Detta bör underlätta för konsumenter och nätoperatörer när det gäller att uppnå energieffektivitet och sänka kostnader genom att kapa topparna i energiefterfrågan. Denna funktion samt de funktioner som avses i a och b, är en viktig drivkraft för att öka konsumentens makt och för att förbättra försörjningssystemets energieffektivitet. Det rekommenderas bestämt att det smarta mätsystemet medger automatisk överföring av information om avancerade avgiftsalternativ till slutkunden, till exempel via det standardiserade gränssnitt som angetts i a. g) Möjliggöra fjärrstyrd påsättning/avstängning av tillförseln och/eller begränsning av flöde eller effekt. Denna funktion är knuten till både efterfrågesidan och utbudssidan. Den ger ökat konsumentskydd genom att den erbjuder graderad begränsning. Den skyndar på processer, till exempel när man flyttar det gamla nätet kan kopplas från och det nya nätet anslutas enkelt och snabbt. Det behövs vid hantering av nödsituationer i tekniska nät. Men den kan införa extra säkerhetsrisker som måste minimeras. För säkerhet och uppgiftsskydd: h) Möjliggöra säker datakommunikation. Denna funktion är knuten till både efterfrågesidan och utbudssidan. Höga säkerhetsnivåer är nödvändiga för all kommunikation mellan mätaren och operatören. Det gäller både direktkommunikation med mätaren och alla meddelanden som förs via mätaren till eller från alla anläggningar eller regulatorer hos kunden. För lokal kommunikation inom kundens fastighet krävs både integritetsskydd och uppgiftsskydd. i) Bekämpa och upptäcka bedrägeri. Denna funktion avser utbudssidan: säkerhet och skydd när det gäller åtkomst. Det råder ett starkt samförstånd om att denna funktion har stor betydelse. Denna funktion är nödvändig för att skydda konsumenten, till exempel mot dataintrång och inte bara för att bekämpa bedrägeri. 46 (61)

48 För decentraliserad produktion: j) Möjliggöra import/export och reaktiv mätning. Denna funktion är knuten till både efterfrågesidan och utbudssidan. De flesta länder har de funktioner som är nödvändiga för att möjliggöra förnybar energiproduktion och lokal småskalig energiproduktion varvid mätaranläggningen säkras för framtiden. Det rekommenderas att denna funktion installeras som standard och aktiveras/inaktiveras i enlighet med konsumentens önskemål och behov. 47 (61)

49 BILAGA 2. KOMMENTARER PÅ ENKÄT 2013 Resultaten från enkäten 2013 är i vissa fall svåra att tolka. I denna bilaga ges därför ytterligare kommentarer till enkätens frågor och svar. Svar Vilken information samlas in till datalagret? Kommentar Enkäten är besvarad med avseende på vilken typ av mätdata som insamlas förbrukningsvärden (timvärden) eller mätarställningar. Idag kan de flesta AMI-system hantera både förbrukningsvärden och mätarställningar. Det spelar i princip inte någon roll vad AMI-systemet samlar in ur systemteknisk synvinkel. Det vanligaste är att mätarställningar inklusive tidpunkt samlas in från alla mätpunkter. AMIsystemet skapar sedan aktuella förbrukningsvärden som efterfrågas (tim-, dygns- och månadsvärden). Om datalagret är mätvärdesdatabasen så är möjligheten större att informationen går att bearbeta på ett bättre sätt. Datalagret kan vara AMI-systemets databas som är en enklare typ av mätvärdesdatabas. Vår bedömning är att mindre elnätsföretag som inte har mätvärdesdatabas inte kan lagra förbrukningsvärden (timvärden). 48 (61)

50 Hur ofta samlas data in? Svar Kommentar Insamling på dygnsbasis eller med högre frekvens möjliggör högre prestanda i insamlingen av data i förhållande till insamling med lägre frekvens. De som samlar in mätvärden med lägre frekvens än dygn är med allra största sannolikhet nätföretag med äldre AMI-system med föråldrade kommunikationslösningar. Med hänsyn till detta är det sannolikt kostsamt att ta steget från en lägre insamlingsfrekvens till en högre insamlingsfrekvens då kommunikationslösningen måste ersättas/ uppgraderas. Om man samlar in data på högre frekvens (dygn, timme) ökar sannolikheten att upptäcka fel och åtgärda dessa i tid. 49 (61)

51 Hur stor andel av datan kan samlas in? Svar Kommentar Vi gör tolkningen att frågan avser insamlingsprestanda för AMIsystemen. Med prestanda menas hur stor andel av efterfrågade mätvärden som samlas in inom utsatt tid. Mätvärden för avräkning och fakturering ska samlas in inom 5 arbetsdagar på grund av gällande mätförordning (EIFS 2011:3 och 2012:2). D.v.s. i princip 100 % insamlingsprestanda. Vid normalt driftläge för ett väl intrimmat AMIsystem är vår erfarenhet att insamlingsprestandan är minst 99 %. 50 (61)

52 Vilken upplösningsnivå gäller för timvärden? Svar Kommentar Det finns inte något krav på högre upplösningsnivå än heltal. Trots detta har det installerats en viss mängd mätare med en eller två decimaler. För elanvändare med låg förbrukning bör intresset av statistik med flera decimaler vara högre än för de med hög förbrukning. 51 (61)

53 Hur ofta kvalitetssäkras insamlad data? Svar Kommentar Den första kvalitetssäkringen sker i AMI-systemet och är ofta relativt enkel, exempelvis om ett mätvärde är negativt. Enkätsvaret säger inte något om vilken typ av kvalitetssäkring som avses. Är det den initiala eller den slutgiltiga kvalitetssäkringen som avses (underlag för fakturering eller avräkning)? Exempelvis kan elnätsföretaget anskaffa en tjänst från en tjänsteleverantör som innefattar att leverantören tar hand om insamling inklusive kvalitetssäkring före leverans. 52 (61)

54 I vilken typ av system sker kvalitetssäkringen Svar Kommentar Kvalitetssäkring sker ofta först i AMI-systemet (rådatakontroll, kontroll av negativ förbrukning etc.). Därefter sker den slutliga kvalitetssäkringen i det stödsystem som hanterar fakturerings- respektive avräkningsunderlaget, t.ex. mätvärdeslager eller faktureringssystem. Det framgår inte om frågan avser den initiala eller den slutgiltiga kvalitetssäkringen. 53 (61)

55 På vilket sätt sker kvalitetssäkringen? Svar Kommentar Även denna fråga är beroende av vilket steg av kvalitetssäkring som avses, den initiala kvalitetssäkringen i AMI-systemet eller den slutliga kvalitetssäkringen i mätvärdeslager eller faktureringssystem. Se frågan ovan. Vanligt är att kvalitetskontroll sker automatiskt via tjänsteleverantör. Efter den automatiska kvalitetssäkringen kan informationen användas vidare för eventuellt ytterligare kvalitetssäkring eller som underlag för fakturering och avräkning. 54 (61)

56 Vilken energirikting hanteras? Ange hur stor andel av insamlingslösningens mätare som klarar respektive riktning så att det summerar till totalt 100 %? Svar Kommentar Förutom att mätaren kan hantera båda energiriktningar krävs det att överordande stödsystemen är anpassade för att ta hand om detta. Typ av mätning (uttag och inmatning) och vad mätaren registrerar beslutas i samband med beställning och tillverkning av mätaren. Denna konfiguration är i de flesta fall mycket svår att omkonfigurera för installerade mätare hos elanvändarna. Det kan gå att genomföra men då krävs ett mätarbyte eller uppgradering på plats. I båda fallen krävs ett fältbesök. 55 (61)

57 Klarar insamlingssystemet av att hantera båda energiriktningarna? Svar Kommentar Det är viktigt att notera att det även måste säkerställas att överliggande stödsystem, som mätvärdeslager eller faktureringssystem, också behöver anpassas för att hantera både import och export av energi. 56 (61)

58 Finns larmfunktion för avbrott? Vilka avbrott registrerar mätarna? Svar Kommentar Att mätaren skickar larm vid avbrott har i nuläget ett mindre värde i AMIsystemet eftersom det där ofta saknas funktionalitet att hantera denna information i realtid. Information kring aktuella avbrott är mer av intresse för driftavdelningen och informationen bör därför momentant föras över till driftsystemen. Möjligheten att efter ett avbrott hämta hem information om avbrottslängder till AMI-systemet har troligtvis ett större värde i nuläget eftersom man då kan ta fram rapporter ut AMI-systemen (vilket inte kräver realtidshantering). Kommande versioner av AMI-system (AMI 3.0) kommer troligtvis vara integrerade mot driftsystemen för överföring av information för aktuella avbrott mer i realtid. 57 (61)

59 Registreras avvikelser från normspänning? Svar Kommentar Information om normspänning finns registrerad i mätaren. Normspänningen kan registreras på olika sätt i mätaren vilket gör att det finns risk att normspänningen varierar mot gällande föreskrifter. Eftersom enkätsvaret inte säger något om hur ofta informationen samlas in så kan vi inte dra några slutsatser om hur informationen används. 58 (61)

60 Finns larm för spänningsproblem? Svar Kommentar Information om larm samlas oftast in i samband med övrig data, därför blir det mer likt statusinformation och inte direkta larm. Som frågan är ställd i enkäten så framgår inte om larm är händelsestyrda eller schemalagda. Larmhantering utvecklas och är mer händelsestyrt i dagens AMI-system (AMI 2.0). 59 (61)

61 Hur ofta uppdataeras informationen till kunderna? Svar Kommentar Av enkätsvaret att tyda så innebär det att processen för information till kunderna är till stor del automatiserad. Vi förutsätter att det avser förbrukningsinformation till kunderna. 60 (61)