Genomlysning av projekt Mätning 2009, Göteborg Energi AB. Slutgiltig version, Anders Söderberg, Disa Hammarskjöld, Hanna Tengelin

Transkript

1 Genomlysning av projekt Mätning 2009, Göteborg Energi AB Slutgiltig version, Anders Söderberg, Disa Hammarskjöld, Hanna Tengelin

2 Innehåll 1 Sammanfattning Inledning Uppdragets omfattning Uppdragets genomförande Omvärld Marknad och lagstiftning Teknik Trender och framtidsutsikter Beskrivning av projektet Mätning 2009 på Göteborg Energi Förberedelser inför projektet Övergripande beskrivning av projektets genomförande Beskrivning av den levererade lösningen Projektets resultat Syfte och mål Lösningens nyttor och potential för framtida utveckling Väsentliga iakttagelser Upphandling Kravspecifikation och avtal Integrationer Ledning och styrning Dokumentation och uppföljning Ekonomi Slutsatser Preeras reflektioner Bilaga 1 Beslutsfattande och väsentliga händelser i projektet Bilaga 2 Beskrivning av tilläggsbeställningar för temporära lösningar

3 1 Sammanfattning Denna rapport presenterar resultatet av en genomlysning av projektet Mätning 2009 på Göteborg Energi. Genomlysningen är en del i det granskningsuppdrag som stadsledningskontoret fick i uppdrag att genomföra vid kommunstyrelsens sammanträde , 128. Genomlysningen har utförts genom intervjuer med nyckelpersoner inom projektorganisation, koncernledning, styrelse, samt genom granskning av projektets dokumentation. Under åren 2005 till 2010 genomförde Göteborg Energi projektet Mätning 2009 för att upphandla och införa ett nytt system för insamling av mätvärden från elkunder. Bakgrunden till projektet var nya lagkrav på månadsvis avläsning av elförbrukning från och med 1 juli 2009 vilket fordrade fjärravlästa mätare samt ett nytt IT-system för att hantera den stora mängd mätdata som skulle tas emot och hanteras. Göteborg Energis styrelse beslutade i december 2006 på rekommendation av projektet att investera i en lösning för mätvärdesinsamling som erbjöd utökad funktionalitet utöver lagkraven. Göteborg Energi valde på samma sätt som de andra stora aktörerna i branschen att upphandla en totalentreprenad som i Göteborg Energis fall omfattade inköp och installation av nya mätare till samtliga kunder, installation av ny radiokommunikationsbaserad infrastruktur för överföring av mätvärden till ett centralt IT-system för hantering av mätvärden samt drift av systemet under en inledande fyraårsperiod. Detta centrala system, kallat Aimir, överför sedan mätvärden till angränsande system inom Göteborg Energi (t.ex. kundinformations-, fakturerings- och nätinformationssystem) via ett gränssnitt mot Göteborg Energis integrationsplattform. Göteborg Energi påbörjade sin upphandling sent i jämförelse med andra branschaktörer och hamnade sedan i ytterligare tidsnöd när den första upphandlingen som genomfördes blev överprövad. Tidspressen har präglat projektet genom hela processen och har resulterat i omprioriteringar av projektets leveranser samt utformande av temporära lösningar vilket fått ökade kostnader som följd. Installationerna av nya mätare och övrig infrastruktur för insamling av mätvärden är en stor logistisk utmaning som projektet har löst bra. 99 % av alla mätare var installerade före det datum då lagen trädde i kraft. De mätare som kvarstod efter 1 juli 2009 var sådana där specialinsatser så som handräckning från Kronofogden fordrades för att få tillgång mätarna inne i fastigheter. Däremot har projektet inte kunnat färdigställa integrationerna gentemot andra system så som var kravställt. Arbetet med integrationerna blev nedprioriterat, främst på grund av att linjeorganisationerna inom Göteborg Energi inte hade förmåga att precisera hur de nya verksamhetsprocesser som systemet var avsett att stödja skulle se ut. En bidragande orsak till detta var också att det parallellt med Mätning 2009 pågick fyra andra stora IT-projekt mot vilka tydliga beroenden fanns som var nödvändiga att lösa ut för att kunna slutföra integrationerna. Projektet kunde därför inte kravställa utformningen gentemot leverantören förrän under Leveransen från leverantören Embriq slutgodkändes med restpunkter under hösten 2010 trots att den kravställda lösningen inte hade slutlevererats eftersom direktintegrationerna till Göteborg Energis angränsande system inte var färdigutvecklade. Slutbetalning genomfördes med undantag för 7,4 mkr för de utestående integrationerna. Följande iakttagelser har gjorts i samband med genomlysningen: Göteborg Energi har upphandlat och implementerat ett system som lever upp till lagkraven, både nuvarande och förväntade tillägg, samt ger en god potential för framtida utveckling av bland annat mätrelaterade tjänster och nätövervakning. Det återstår dock arbete för linjeorganisationerna för att realisera de nyttor som lösningen erbjuder. 2

4 För Göteborg Energis kunder förlöpte projektet utan nämnvärda problem och resultatet har medfört förbättrad kundservice och tydligare fakturor. Projektet hade en lösning i drift till det måldatum då den nya lagstiftningen trädde i kraft och höll den övergripande budget om 700 mkr som anslagits. Lösningen bygger dock fortfarande på ett antal temporära webbportaler och budgeten hölls tack vare att antalet installerade mätare var färre än förväntat. Projektet och linjeorganisationerna har underskattat komplexiteten i de omfattande ITdimensioner som projektet innebar. Integrationerna från mätinsamlingssystemet till andra system inom Göteborg Energi kunde inte utvecklas som planerat under projektet på grund av parallella IT-projekt samt bristande förutsättningar att definiera de nya verksamhetsprocesserna. Dessa integrationer är fortfarande inte levererade utan är planerade under hösten 2011 samt våren Styrningen av projektet har varit informell med stort beslutsmandat för projektledningen. Ett flertal beslut har inte fattats som sig bör av styrgruppen utan har stämts av informellt med styrgruppens ordförande som var bolagets dåvarande VD. Denna konstruktion har gjort att ett viktigt kontrollskikt i fråga om styrning har försvagats och lett till en lägre grad av ifrågasättande. Dokumentation av beslut och förändringar har skötts bristfälligt under projektet. Utfallet av upphandlingen, som innebar att avtal tecknades med en liten oprövad leverantör, medförde en stor risk för Göteborg Energi vilket fått till följd att stora insatser gjorts för att stötta leverantören, såväl med kompetens som genom ekonomiska uppgörelser för att lösa likviditetsproblem. Det återstår fortfarande att se om leverantören kommer att kunna slutföra leveransen. Genom att leveransen har slutgodkänts med restpunkter och slutbetalats med undantag för 7,4 mkr, trots att den inte till fullo är genomförd, har Göteborg Energi begränsade påtryckningsmedel i förhållande till leverantören om problem skulle uppstå under det kvarstående arbetet. Det kan också ifrågasättas om dessa 7,4 mkr skulle täcka kostnader för en annan parts insatser i den händelse att leverantören inte själv kan slutföra leveransen. Göteborg Energi står inför behov av utveckling och ökade krav när driften av lösningen skall skötas i egen regi från 1/ vilket fordrar intrimning av nya processer utifrån de då levererade integrationerna samt uppbyggnad av organisation och kompetens runt mätinsamlingssystemet. 3

5 2 Inledning Stadsledningskontoret Göteborgs Stad har utifrån beslut i kommunstyrelsen gett Preera i uppdrag att utföra en genomlysning av fyra projekt och satsningar inom Göteborg Energi. Genomlysningarna utförs under hösten 2011 och kommer att återrapporteras löpande till stadsledningskontoret och kommunstyrelsen. Ett av dessa projekt är Mätning 2009 där samtliga elmätare för Göteborg Energis kunder bytts ut och ett nytt system för insamling av mätvärden implementerats. Denna rapport syftar till att ge en beskrivning av Mätning 2009 och dra slutsatser om projektets genomförande och leveransens kvalitet. Övergripande slutsatser och rekommendationer kommer att lämnas i den samlade helhetsbedömning som presenteras när alla fyra genomlysningar är genomförda. 2.1 Uppdragets omfattning Enligt projektdirektivet från stadsledningskontoret syftar genomlysningen till att besvara huruvida Göteborg Energi AB - med utgångspunkt från beställningen - erhållit rätt leverans ifråga om bl a prestanda, funktionalitet, förvaltning/ägande och kostnadseffektivitet samt i vilken omfattning projektets kostnadsram uppfyllts. I sammanhanget skall bland annat belysas; Projektets styrning och organisation samt på vilket sätt och i vilka former projektet successivt dokumenterats och rapporterats. I vilken utsträckning som interna och kommunövergripande policydokument avseende upphandling och inköp beaktats. Bolagsstyrelsens roll före, under och efter projektets genomförande, bl a innefattande värdering av omfattning och kvalité på styrelsens beslutsunderlag. Investeringskalkyl, före och efter, samt i förekommande fall analys av eventuella avvikelser. Bedömning av projektets långsiktiga förutsättningar att leverera nätrelaterade tjänster av olika slag, såväl lagreglerade som kommersiellt betingade tjänster. Redovisa översiktlig jämförelse med motsvarande projekt hos annan huvudman. Avgränsning Genomlysningen har inte till uppgift att analysera eventuella oegentligheter som begåtts under projektets gång. En granskning rörande rutiner för intern kontroll avseende inköp och upphandling gjordes under hösten 2010 av KPMG på uppdrag av stadsrevisionen. Läsanvisning Rapporten inleds med en översiktlig omvärldsanalys och de krav som låg till grund för Mätning Efter detta ges en sammanfattning av projektet och den lösning som levererats följt av ett utvärderande avsnitt som behandlar måluppfyllelse samt kvalitet på projektets resultat. Därefter följer ett avsnitt där iakttagelser som gjorts under arbetet med genomlysningen lyfts fram och diskuteras. Avsnittet berör de områden som bedömts relevanta för genomförandet och resultatet av projektet. Rapporten avslutas med kortfattade svar på de frågeställningar som genomlysningen avsåg belysa samt Preeras sammantagna reflektioner. Sist följer ett antal bilagor med fördjupande information. 4

6 2.2 Uppdragets genomförande I detta avsnitt beskrivs Preeras tillvägagångssätt för att besvara uppdragets frågeställningar. Analyserad dokumentation Uppdraget har genomförts genom omfattande analys av dokumentation från projektet som tillhandahållits av Göteborg Energi. I ett omfattande projekt som Mätning 2009 och för en teknisk lösning av den komplexitet och omfattning som installerats produceras självfallet stora mängder dokumentation och material. Ansatsen för uppdraget har varit att identifiera de områden som kräver en fördjupad analys och fokusera på dessa. Det är därför troligt att det inom vissa områden finns ytterligare fakta, men bedömningen har gjorts att tillräckligt djup analys har gjorts för att besvara uppdragets frågeställningar på ett adekvat sätt. Intervjuade personer Dokumentanalysen har kompletterats och fördjupats genom intervjuer med personer direkt eller indirekt knutna till projektet. I samband med intervjuer har vi utöver saklig information om projektet fått information av personlig karaktär rörande relationer och personers agerande. Informationen, som värderats utifrån samstämmighet och relevans, har ofta pekat åt olika håll vilket gör att vi huvudsakligen valt att inte återge detta i rapporten. Vi har bedömt att denna information inte påverkat våra slutsatser eller vår rapport. Följande personer har intervjuats i samband med uppdraget: Personer i projektteamet: Projektledare ( ) /projektchef Lars Ohlsson Biträdande projektledare/projektledare (2007- juni 2010) Tomas Arnewid Delprojektledare (mars 2006-juni2010)/projektledare (2010 juni-dec) Per-Anders Andersson Projektcontroller Thorbjörn Unger Delprojektledare integration / IT-strateg Nebojsa Bjelobrk Delprojektledare integration Mats Åkerström 1 Delprojektledare installation Sven-Olof Andersson Projektmedarbetare (upphandling & test) Karin Törnqvist 2 Projektmedarbetare (sluttest) Jan Warg Styrgruppsledamöter Beställare/styrgruppsordförande fd VD Anders Hedenstedt fd vvd Thore Sahlin fd Affärsområdeschef Service samt Tjänster Björn Carlsson fd. Marknadschef Anders B Dahl VD Göteborg Energi Nät AB Pia Brühl-Hjort fd. Affärsområdeschef Tjänster Anette Winter 1 Hade under projektet även uppdrag att arbeta med integrationer hos leverantören Embriq 2 Hade under projektet även uppdrag som testledare hos leverantören Embriq 5

7 Mottagande organisationen Avd.chef AO Tjänster teknisk kundkommunikation (systemägare) - Peder Holmström Systemansvarig Aimir - Ingela Norén-Olsson Styrelseledamöter fd. Ordförande Lennart Alverå fd. Vice ordförande Susanna Haby Ordförande Kia Andreasson Vice ordförande Martin Wannholt Övriga personer Tf VD Bengt-Göran Dalman Affärsområdeschef Stöd Peter Trygg Informationsdirektör Ann Thörnblom Ekonomidirektör Margareta Fischer VD Embriq Sverige AB Lennart Fransson VD Lerum Energi Mats Jakobsson Målsättningen för genomlysningen har inte varit att peka ut enskilda personer som ansvarar för eventuella brister i genomförandet, utan att objektivt klargöra vad som ligger till grund för olika ageranden och vägval inom projektet samt synliggöra eventuella brister och lyfta fram möjliga åtgärder på ett organisatoriskt plan. Teknisk analys Som stöd i genomförandet av den tekniska analysen av projektets leverans har Preera anlitat Sweco AB. Med sin erfarenhet från projektledning och införande av liknande system för mätvärdesinsamling har de en god förmåga att bedöma kvaliteten i den leverans som Göteborg Energi har erhållit genom projektet. Resultatet av den analys som Sweco gjort har använts som underlag för denna rapport. 6

8 3 Omvärld Detta avsnitt avser ge en översiktlig orientering av de marknadsförutsättningar och branschförhållanden som råder inom området för mätvärdesinsamling och som Göteborg hade att förhålla sig under genomförandet av projekt Mätning Marknad och lagstiftning I juni 2003 fattade riksdagen beslut om att införa krav på månadsvis avläsning av elförbrukning för samtliga elkonsumenter i Sverige. Lagen trädde i kraft i januari 2007 men med en dispens för nätbolagen att leva upp till de nya kraven senast den 1 juli Att fortsätta med manuell avläsning, så som tidigare utförts en gång per år, var då inte realistiskt. Lagändringen resulterade därför i praktiken i att samtliga 5,3 miljoner elmätare i Sverige behövde bytas ut mot nya fjärravlästa mätare samt att elbolagen behövde investera i ny programvara och infrastruktur för att kunna hantera den stora mängd data som nu skulle tas emot och utgöra underlag för konsumenternas fakturering. Uppgiften försvårades av att preciseringen av kraven länge var oklar från ansvarig myndighet. Inga riktlinjer fanns om hur insamlingen skulle gå till och ingen gemensam standard var beslutad. Bolagen tvingades inleda sina mätarbytesprojekt utan tydliga riktlinjer för att kunna klara tidskravet. Följden blev att myndigheten snarare anpassade regelverket utifrån de system som bolagen beslutade att införa än tvärtom. De slutliga föreskrifterna presenterades inte förrän våren 2009, det vill säga några få månader före det att förändringen skulle vara genomförd. De svenska nätbolagens samlade kostnader för att anpassa verksamheten till de nya kraven uppskattas till 15 miljarder. Nätbolagen klarade i allmänhet att implementera sina nya system före slutdatumet, dock hade flertalet problem med den sista procenten byten i t.ex. sommarstugor och där handräckning krävdes från Kronofogden för att komma åt mätarna. 3.2 Teknik Då föreskrifterna från myndigheterna enbart innehöll ett funktionskrav på att månadsavläsning skulle ske och inte något om hur denna avläsning skulle ske, finns en kombination av olika lösningar som tillämpats av nätföretagen. Vissa bolag har valt att gå på den enklaste teknologin för att uppfylla lagkravet, vilken ofta går under namnet AMR (Automatic Meter Reading). Andra har investerat i mätare med utökad funktionalitet, så kallad AMM-funktionalitet (Automatic Meter Management) för att kunna dra fler nyttor från investeringen. Denna teknologi har funktioner så som dubbelriktad kommunikation, fjärrstyrda brytare och högre kommunikationsprestanda som möjliggör timvis mätning och realtidskommunikation med mätarna. På marknaden finns det en variation av mätare med olika avancerad funktionalitet. Därtill finns även olika teknikalternativ för kommunikation mellan mätare och centralt mätvärdesinsamlingssystem som enkelt kan sammanfattas enligt nedan; PLC överföring via elnätet till multipunkt/koncentrator och sedan vidare med annan kommunikationsteknologi, t.ex. GPRS eller fiberoptik. En långsam kommunikationsform. GSM/GPRS punkt till punktöverföring via mobiltelfoniteknologi. Varje mätare skickar meddelande direkt till centralsystemet. Radionät överföring via radiosignaler med begränsad räckvidd som samlas upp i en multipunkt/ koncentrator och sedan förs vidare med annan kommunikationsteknologi, t.ex. GPRS eller fiberoptik. 7

9 Totalt sett bland nätföretagen i Sverige finns olika kombinationer av mätare och kommunikationsteknologi. Göteborg Energi är ett av få företag som valt att investera i ett system med dubbelriktad radiokommunikation och även investera i de mer avancerade mätarna för samtliga konsumenter. 3.3 Trender och framtidsutsikter Som ett led i omställningen till ett mer energieffektivt och hållbart samhälle diskuteras många olika initiativ för att styra konsumenternas energiförbrukning. För att skapa medvetenhet om sin energiförbrukning diskuteras införande av timmätning för kunder och emellanåt även tariffstyrning utifrån nätbelastning och elproduktionskapacitet. Energimyndigheten lade under hösten 2010 fram ett förslag till regeringen om att införa timvis avläsning för alla kunder med förbrukning över 8000kWh per år. Även näringsministern har uttalat sig om att införa fler åtgärder för att öka transparensen i branschen och ge konsumenterna bättre förutsättningar att kunna styra sin elförbrukning. Det finns inom branschen en övertygelse om att timvis avläsning kommer att införas, frågan är hur snart det kommer att ske. Energimyndighetens egen uppskattning är att marknadens aktörer behöver ges ca. 1,5 år för att förbereda ett sådant införande från det att ett beslut är fattat. För många av marknadens aktörer skulle ett sådant beslut innebära nya investeringar i framförallt mätinsamlingssystem men även nya mätare för en andel av kunderna. Göteborg Energi uppfyller redan idag, genom det system som köpts in, dessa krav om timvis mätning och hantering av data, vilket sätter bolaget i en god position avseende framtida krav. 8

10 4 Beskrivning av projektet Mätning 2009 på Göteborg Energi Nedan beskrivs genomförandet av projekt Mätning 2009 samt den lösning som Göteborg Energi valde att upphandla. En kortfattad redogörelse för väsentliga beslut och händelser i projektet finns återgivna i bilaga Förberedelser inför projektet På Göteborg Energi inleddes arbetet med att förbereda för de nya lagkraven under hösten 2004, då genomfördes en förstudie och under 2005 startades ett fullskaligt projekt. Då direktivet som följde lagkravet inte var färdigt förrän hösten 2007 och de detaljerade kraven från myndigheten dröjde ända till våren 2009 var det en utmaning för nätbolagen att besluta om teknologi och systemval för insamlingssystemen. Göteborg Energi deltog inledningsvis i en gemensam upphandling tillsammans med en rad andra nätoperatörer (SAMS) där målsättningen var att själva driva installationsarbetet med stöd av olika leverantörer. Efter en tid stod det dock klart att majoriteten av de stora aktörerna i landet valde att upphandla en totalentreprenad av en enskild leverantör. Detta förfarande bedömdes slutligen som den lämpligaste modellen även för Göteborg Energi som då lämnade arbetet med den tidigare upphandlingen. En konsekvens av att Göteborg Energi inledde sin upphandling senare än många andra nätbolag var att möjligheten fanns att kunna se och lära av andras vägval och beslut samt att den teknik som senare valdes blivit mer mogen för en så omfattande installation. 4.2 Övergripande beskrivning av projektets genomförande Efter presentation av två olika alternativ fattade Göteborg Energis styrelse under 2006 beslutet att satsa på en mer avancerad lösning än vad lagen krävde med det som kallas den nya generationens elmätare. Bakgrunden till detta beslut var att möjliggöra vidare utveckling av energitjänster och inte minst skapa beredskap för troliga framtida krav på timvis avläsning av elförbrukning. Kalkylerna visade också att intäkter och besparingar från denna typ av tilläggsnyttor skulle göra tilläggsinvesteringen lönsam. Under 2006 genomfördes en upphandling av en totalentreprenad för inköp och installation av nya mätare, insamlingssystem samt drift av lösningen under en inledande 4 års period. Baserat på anbuden som inlämnats beviljade styrelsen för Göteborg Energi i december 2006 en investering på maximalt 700 mkr för genomförande av projektet och i januari 2007 tecknades avtal med den norska leverantören High Tech Security A/S, HTS (som senare bytte namn till Embriq 3 ). Upphandlingen blev dock överprövad i länsrätten, där Göteborg Energi fick rätt, samt i kammarrätten där den överklagande parten fick rätt, vilket förhalade projektstarten ett drygt halvår. En ny upphandling genomfördes under sommaren 2007 som resulterade i att samma leverantör valdes och projektet kunde efter avtalstecknande inledas under senhösten Efter en pilotinstallation i början av 2008 planerades sedan för en installationstid på 18 månader med start i mars där mätare (visade sig senare endast bli mätare) skulle bytas ut i 16 etapper. Slutdatum för installationerna var då 1/ Redan vid tecknandet av avtalet diskuterades en forcering av installationstakten för att möta lagkravet att leverera månadsavlästa mätvärden från den 1/ En uppgörelse nåddes under hösten 2008 för vilken Göteborg Energi betalade 7,2 mkr extra. 3 Genom hela rapporten omnämns leverantören som Embriq även om bolaget under projektets inledande del hette High Tech Security AS (HTS). 9

11 Integrationsplattform Projektet klarade med dessa extra insatser att installera 99% av samtliga mätare före den 1 juli Därefter återstod ett antal mätare som av olika anledningar inte kunnat bytas, bl.a. beroende på pågående ombyggnad eller att handräckning från Kronofogden fordrades för att få tillgång till mätarna inne i fastigheter. Den del av projektet som handlade om att bygga ett integrerat informationsflöde till och från centralsystemet Aimir prioriterades dock ner av olika orsaker, som diskuteras senare i rapporten. Under hösten 2009 fokuserade projektet på att stabilisera den levererade lösningen och säkerställa att kommunikationen fungerade fullt ut. Förberedelser gjordes även för sluttestning av lösningen. Dessa aktiviteter fanns inte tidssatta i den ursprungliga tidsplanen och drog ut mer på tiden än förväntat. Projektet avslutades först hösten 2010 och då återstod fortfarande ett antal restpunkter inom leveransen som överlämnades till mottagande organisation att följa upp och hantera. Projektet som helhet hade inte i projektplan eller avtal något specificerat slutdatum, men den allmänna uppfattningen beskrivs i projektets slutrapport som att det skulle ha varit betydligt tidigare än det faktiska datumet för projektavslut. Projektet höll den totalbudget om 700 mkr som beslutats av styrelsen. Vid projektets stängning 2010 summerades projektkostnaderna till 699 mkr. I samband med projektets avslutande äskade den mottagande organisationen ytterligare 7,6 mkr för slutförande av restpunkterna. 4.3 Beskrivning av den levererade lösningen Den lösning för insamling av mätvärden som installerats på Göteborg Energi består av olika delar som schematiskt beskrivs i bilden nedan. Mätarenhet Koncentrator Centralsystem Göteborg Energis system MVHS Mätare CAB ZigBee GPRS/Opto Abalon NIS Brytare 7 i Figur 1 Översiktlig bild över mätvärdesinsamlingssystemet Hos varje kund har en ny mätare installeras som registrerar mätarställningen för elförbrukning varje timma. Varje dygn skickar mätaren sedan ett meddelande med 24 timvärden via radiokommunikation (ZigBee) till koncentratorer som finns installerade runt om i Göteborg. Kommunikationen mellan dessa enheter förstärks på vissa håll även genom så kallade repeatrar. Koncentratorerna samlar upp signaler från ett antal mätare och skickar sedan dessa vidare till centralsystemet Aimir som registrerar och validerar alla mätvärden. Till detta centralsystem kan mätvärden från olika typer av mätare rapporteras. Till exempel har Göteborg Energi förutom elmätare även kopplat vissa fjärrvärmemätare. De samlade mätvärdena överförs sedan till Göteborg Energis integrationsplattform via en så kallad DMZ-lösning för vidare spridning till de olika system inom Göteborg Energi som använder mätvärden som grund för sina funktioner. Exempel på sådana system är kundinformationssystem, nätinformationssystem och faktureringssystem. Med kunder och registrering av timvärden innebär det att det centrala IT-systemet hanterar nästan 200 miljoner elmätvärden varje månad och nästan 2,5 miljarder mätvärden varje år. Projektets uppdrag har varit att tillhandahålla mätvärden till Göteborg Energis integrationsplattform. Alla anpassningar som sedan krävs för att skicka denna information vidare till andra system har legat under andra projekts eller linjeorganisationers ansvar. Direktintegrationerna mellan Aimir och 10

12 övriga system på Göteborg Energi över integrationsplattformen är dock en av de punkter som fortfarande idag finns på restlistan över funktionalitet som inte levererats, se vidare diskussion under avsnitt 6.3. Drift av system Parallellt med systemleveransen som beskrivits ovan har Göteborg Energi även tecknat ett driftavtal med samma leverantör (Embriq). Enligt driftavtalet skall Embriq underhålla mätvärdesinsamlingslösningen, såväl infrastrukturen ute i fält som centralsystemet Aimir, och se till att mätvärden levereras till integrationsplattformen varje månad. I avtalet regleras SLA-nivåer för leveransprecision som styr ersättningen som leverantören får för att utföra arbetet. För varje levererat mätvärde betalar Göteborg Energi 11 kronor per mätare och månad, vilket även inkluderar fältarbeten. För att hantera driften har Embriq byggt upp ett antal stödjande system för att administrera arbetsordrar, utföra radioplanering samt t.ex. följa upp hur väl de levererar mot uppsatta SLA-nivåer (MVMS). Detta är system som inte kommer att behövas den dag Göteborg Energi tar hem driften i egen regi, då motsvarande funktionalitet finns i andra system hos Göteborg Energi. Systemen är således inte en del av Embriqs slutleverans till Göteborg Energi. Avtalet om drift i extern regi löper fram till 1/ och Göteborg Energis styrelse fattade i juli 2011 beslut om att inte utnyttja den option till 4 års förlängning av driftsåtagandet som fanns med sedan avtalsteckning. Under perioden fram till detta datum kommer ett omfattande arbete med att bygga upp kompetens och rutiner för driften att behöva genomföras inom Göteborg Energi. 11

13 5 Projektets resultat Givet förutsättningarna med många osäkerhetsfaktorer runt lagkrav och teknik har projektet på en övergripande nivå lyckats bra med att uppnå de målsättningar som var uppställda för projektet. Prioriteringsordningen från styrgruppen var genom projektet tid, kvalitet, pris i nämnd ordning. Allt det som inte var kärnan i lagkravet blev nedprioriterat när resurser och tid var otillräckliga. Projektet höll trots detta den budget om 700 mkr som tilldelats, om än med vissa förändringar. Göteborg Energi klarade i paritet med övriga nätbolag att möta de nya lagkraven på insamling av månadsvisa mätvärden från den 1 juli Lösningen som installeras har idag en prestanda som ligger mycket nära den förväntade. Några delar återstår att slutföra, men den mottagande organisationen upplever att det är en bra och konkurrenskraftig lösning som de kommer att få, när väl allt är slutlevererat. 5.1 Syfte och mål Syftet med projekt Mätning 2009 var enligt projektdirektivet att införa ett NG-system (nya generationens mätare) med AMM-funktionalitet (Automatic Meter Management) för koncernens samtliga elnätskunder med mindre än 80A säkring, för att klara lagkraven enligt föreskrifterna inom utsatt tid på ett kostnadseffektivt sätt. Projektets övergripande mål enligt samma dokument var att först och främst att klara av månadsvis avläsning. Därefter fanns ambitionen att kunna timavläsa och införa nya typer av kundservicetjänster, tjänster för effekt- och energibesparing samt tjänster för effektivare skötsel av elnätet. Behovet av anpassning av arbetssätt och systemstöd skulle utredas i ett tidigt skede av projektet för att möjliggöra implementering i ett senare skede. Syftet förändrades inte under projektets gång. Dock avgränsades projektets omfattning genom att ansvaret för att driva igenom processanpassningar och förverkligande av nya tjänster uteslöts i januari I projektplanen som antogs anges ett antal operativa målsättningar inom åtta olika områden. Dessa har enligt slutrapporten till viss del uppfyllts. Målen listas nedan med våra kommentarer om uppfyllnad. 1. Byte av elmätare ej fullt ut uppnått på utsatt tid på grund av brister i kommunikationen mellan mätare och centralenhet. Hanterades genom manuell mätning under en övergångsperiod. 2. Leverera månadsvisa mätvärden uppnåddes inte till fullo före den 1/ men efter förfining och stabilisering av systemet fungerar det idag väl. Aimir når dock inte upp till målet om 100% av mätvärden fjärravlästa inom 5 dygn prestandamätning vid årsskiftet 2010/2011 låg på 99,91%. Det är dock inget nätbolag som når upp till 100% då det alltid finns mätare som av någon anledning är urkopplad t.ex. på grund av ombyggnation. 3. AMM-funktionalitet hos mätare och system lösningen klarar timmätning, dubbelriktad kommunikation enligt målsättningen. I analogi med punkten ovan uppnås inte 100% SLA-nivå. 4. Möjliggöra timvismätning mätarna överför timvärden men inte 100% inom 5 dygn. 5. Informera organisationen om nya möjligheter - uppfyllt 6. Kostnadseffektivt projekt systemleveransen inom 542 mkr enligt mål, driftkostnaden 50 öre dyrare per mätning vilket motsvarar ca 1,5 mkr årligen, projektkostnaden inom målet 7. Infrastruktur för leverans av mätvärden installerade mätare enligt målsättning, dock restpunkter beträffande centralsystemets integrationer till övriga system inom GE. 12

14 8. Tillföra AMM-funktionalitet till processer projektet har möjliggjort detta men ansvaret för genomförande lyftes under projektet till respektive affärsområde och verksamhet. 5.2 Lösningens nyttor och potential för framtida utveckling Valet att satsa på ett mer avancerat system har bidragit till ett antal nyttor för verksamheten utöver att uppfylla lagkravet om månadsvis avstämning. Ett antal projekt pågår för att tillvarata och använda den nya information som tillhandahålls av Aimir. I flera fall fordrar det utveckling av ny funktionalitet i de mottagande systemen vilket förklarar varför processen att förverkliga detta tar tid och resurser i anspråk. Nedan beskrivs kortfattat några av de nyttor som har realiserats och som är planerade för genomförande. Sammanfattningsvis ger Aimir tillgång till information och kunskap om nät och förbrukning vilket skapar bättre beslutsunderlag och snabbare åtgärder. Någon gemensam sammanställning och uppföljning av genomförda och planerade insatser har dock inte gjorts. Realiserade nyttor och planerad utveckling Ingen manuell avläsning effektivt insamlande av kvalitetssäkrad data. Fjärrpåslag och -avstängning av kunder korrekt avräkning vid avflyttning samt möjlighet att enkelt bryta strömmen för kunder utan avtal eller vid utebliven betalning. Minskar även bolagets förluster i form av strömstöld. Dygnsmätvärden för samtliga kunder ger förbättrad kundservice samt beslutsunderlag för nätbolaget. Timvärden för verksamhetskunder och stora förbrukare möjliggör införande av effekttariffer samt utgör beslutsunderlag för investeringar i nätutbyggnad. Avbrottsregistrering ger snabbare felsökning och åtgärd samt möjlighet till kundservice genom notifiering vid strömavbrott. Införande av mätare i nätstationer för kartläggning av nätförluster. Potential för kundnära tjänster I samband med investeringsbeslutet diskuterades även potentialen i utveckling av nya kundnära tjänster baserat på den nya infrastrukturen och dess möjligheter. Idéer som har diskuterats är tjänster i form av brand-, inbrotts- och hemtjänstlarm, nyckelfria lås, energiförbrukningsprofiler till slutkund etc. Möjliga intäkter från dessa källor var inte inkluderade i investeringskalkylen men Göteborg Energi tillsatte, liksom flera andra nätbolag, personer för att arbeta med dessa frågor. Det har dock visat sig mindre attraktivt än beräknat. Antalet potentiella kunder anses vara för litet för att det ska vara lönsamt att utveckla dessa tjänster då Göteborg fortfarande är en av de få städer där infrastrukturen byggts upp på detta sätt och konkurrerande teknologier har redan vunnit för stor mark för att det ska vara lönsamt att gå in på marknaden. Viss problematik finns även i att många av dessa tjänster fordrar mycket högre driftssäkerhetsnivåer än vad lösningen idag tillhandahåller. Dock bedöms fortfarande potentialen inom nät- och mätnära tjänster så som kundtjänstutveckling och nätoptimering vara stor. Möjligheter till att utveckla så kallade smarta elnät kvarstår och arbetas med inom Göteborg Energi. Potential för att möta framtida lagkrav Beslutet om den lösning som Göteborg Energi har valt anses generellt i branschen vara framsynt och klokt inför framtida utveckling och införande av nya lagkrav. Diskussioner om att införa timavläsning förs på regeringsnivå och kommer troligtvis att införas inom en överskådlig framtid. Flera andra bolag kan komma att behöva göra nya investeringar i dels mätare men framförallt mätinsamlingssystem för att kunna hantera detta. Göteborg Energi hanterar redan idag timvärden för samtliga kunder, även om faktureringen fortfarande sker baserat på månadsförbrukning. 13

15 6 Väsentliga iakttagelser Projektet har som beskrivits i föregående avsnitt levererat ett bra resultat inom budget och klarat av det omfattande installationsarbetet i tid. I stor utsträckning har projektet nått upp till de effektmål som sattes upp. Det har under genomlysningen gjorts ett antal iakttagelser om förhållanden och förehavanden som bör lyftas för diskussion och lärande inför framtida projekt och arbete inom Göteborg Energi. Iakttagelserna presenteras och kommenteras under sex huvudrubriker; upphandling, kravspecifikation, integrationer, ledning och styrning, dokumentation och uppföljning samt ekonomi 6.1 Upphandling Sent påbörjad upphandling På grund av att Göteborg Energi tidigare var engagerade och drivande i den gemensamma SAMS upphandlingen startades den slutgiltiga funktionsupphandlingen senare än majoriteten av nätbolag i Sverige. Det var till viss del också ett medvetet val för att kunna se och lära av andra bolags vägval och erfarenheter. Konsekvensen av detta var dock att projektet var satt under tidspress, vilket sedan förstärktes när upphandlingen blev överprövad. Trots att Göteborg Energi var grundliga i upphandlingsprocessen och hade stöd från expertis inom offentlig upphandling blev den första upphandlingen som genomfördes under sommaren och hösten 2006 överprövad i Länsrätten. Grunden för överprövning var att den vinnande leverantören Embriq inte ansågs uppfylla de krav på ekonomisk styrka som kravställts i pre-kvalificeringen. Embriq var vid tiden för pre-kvalificering ett litet familjeföretag med ett fåtal anställda, som dock inför anbudslämnande fick en ny storägare genom norska elbolaget Hafslunds Venturebolag. Länsrätten ogillade överprövningen men opponentens överklagande till Kammarrätten slutade med en fällande dom där Embriq inte ansågs vara pre-kvalificerat att lämna anbud. Göteborg Energi överklagade beslutet till Regeringsrätten som dock inte beviljade prövningstillstånd, utan Kammarrättens dom var gällande. Vid tidpunkten för detta besked hade dock giltighetstiden för anbuden löpt ut varför Göteborg Energi tvingades genomföra en ny upphandling. Kort tidsfrist för upphandling 2 Göteborg Energi hade redan före beskedet från Regeringsrätten insett risken med att ett utslag inte skulle komma före anbudens giltighetstid löpt ut och därför förbereddes parallellt med rättsprocessen en ny upphandling. Upphandling 2 inleddes med en prekvalificering. Anbudsförfrågan skickades sedan ut i den 18 juli 2007 och anbuden skulle vara Göteborg Energi tillhanda senast den 13 augusti 2007, en mycket kort tidsfrist att ta fram ett kvalitativt anbud av den omfattning som upphandlingen innebar. Den korta perioden gjorde det i praktiken svårt för nya anbudsgivare att delta eller för tidigare anbudsgivare att ändra sitt anbud, det var dock ingen som efterfrågade förlängd anbudstid. I stort sett var det samma förfrågningsunderlag som vid första upphandlingen, med de tilläggen att den offererade lösningen skulle finnas i drift någonstans i världen samt möjliggöra tvåvägskommunikation. Dessa ändringar gjorde att endast tre leverantörer var kvalificerade att lämna anbud och endast två gjorde så. Efter utvärdering rekommenderar projektet att avtal skulle tecknas med samma leverantör som i den första upphandlingen, Embriq. Styrgruppen tillstyrker beslutet, tilldelningsbeslut utfärdades den 30 augusti och avtal tecknas den 5 september Avtalet blev giltigt 10 dagar efter tilldelningsbeslutet. Sammantaget blir intrycket att den andra upphandlingen har forcerats på ett sätt som kan ha minskat möjligheterna för fler leverantörer att lämna konkurrenskraftiga anbud. 14

16 Stort risktagande genom val av liten, oprövad leverantör Det mest ekonomiskt fördelaktiga anbudet med hänsyn till de i anbudsförfrågan rangordnade utvärderingskriterierna och den anbudsgivare som Göteborg Energi därmed enligt LOU är skyldiga att teckna avtal med, var ett litet norskt bolag med endast ett fåtal anställda vid tiden för avtalstecknande. Stommen i den offererade lösningen var en infrastruktur och system för insamling av mätvärden kallad Aimir, utvecklad av det koreanska bolaget Nuri Telecom. Lösningen fanns tidigare i drift i Korea, där branschstrukturen ser annorlunda ut, men ingenstans i Europa. Embriq hade tidigare inte heller implementerat lösningen hos någon kund. För installationsarbetet tecknade Embriq ett underleverantörsavtal med Mätarspecialisten AB. Göteborg Energi var medvetna om riskerna med att välja en så liten aktör som Embriq utan erfarenhet av större systemprojekt och installationsarbete av den omfattning som projektet innebar. Det fanns också en finansiell risk i att välja en liten leverantör som var tvungen att bära stora kostnader för inköp av komponenter, vilket starkt påverkar likviditeten. Styrgruppsordförande var dock tydlig med att dessa risker inte fick göra att man valde ett mindre avancerat system. För att motverka riskerna kopplat till leverantörens ringa storlek ställdes krav på leverantören att anlita extern projektledningsexpertis som stöd i projektet. Även om riskerna var kända kan det ifrågasättas om koncernledningen gemensamt analyserat riskerna och eventuella konsekvenser med att välja en liten leverantör. 6.2 Kravspecifikation och avtal Vid tiden för upphandlingen rådde osäkerhet beträffande dels den nya mätförordningen och dels tillgängliga lösningar på marknaden, som utvecklades snabbt under den aktuella perioden. Även erfarenheterna från liknande projekt var begränsade då Sverige var tidigt ute med att införa denna typ av krav. Givet dessa förutsättningar anser Sweco efter sin granskning att projektet lyckats fånga det mesta av de krav som är viktiga vid upphandling av system och lösning för det aktuella ändamålet. För att inte begränsa antalet anbud genom smalt definierade krav är upphandlingen utformad med funktionskrav istället för precisa tekniska krav. Avtalet mellan parterna baseras på leverantörens presenterade lösningsförslag till respektive funktionskrav. Bristande verksamhetsförankring Flera olika grupperingar inom Göteborg Energi var involverade i arbetet med kravspecifikationen men projektet upplevde att det var svårt att få loss resurser från verksamheten. En bidragande orsak till detta var att de individer och avdelningar som varit involverade i den första SAMSupphandlingen inte var intresserade av att delta när projektet nu började om utifrån de nya förutsättningarna med en totalentreprenad. Ytterligare en försvårande faktor i arbetet med kravställning var att många av de funktioner som mätsystemet levererar ersatte tidigare manuella processer. Dessa nya processer fanns vid tidpunkten för upphandlingen inte klara varför det var svårt att beskriva och kravställa lösningen på ett tydligt sätt utifrån dessa. Projektet signalerade utan resultat behovet av sådant stöd från verksamheten. Vi anser att det är en brist från bolagets sida att kopplingen till en mottagande linjeorganisation inte säkerställdes i ett tidigt skede av projektet. Det dröjde ända till 2008 innan bolaget fattat beslut om var ansvaret för den levererade lösningen skulle landa vid projektets slut. Tillkommande krav Det visade sig under projektet att ett antal aspekter i kravspecifikationen trots allt inte kunnat definieras tillräckligt detaljerat, vilket fick konsekvenser längre fram i projektet. Ett exempel på detta med stora konsekvenser rör utformningen av integrationsgränssnittet mellan Aimir och Göteborg Energis integrationsplattform. Då Aimir skulle driftas i en extern miljö ställde IT-avdelningen på Göteborg Energi efter avtalstecknande krav på att integrationen skulle ske via en brandväggsteknik kallad DMZ, som borgar för hög säkerhet mot intrång. Det visade sig vid installationen på Göteborg Energi att denna överföringsteknik inte stöddes av Aimir. För att lösa problematiken och säkra möjligheten att överföra de stora mängder mätvärden som mätinsamlingen genererar utvecklades 15

17 därför motsvarande funktionalitet i Embriqs eget mätvärdeshanteringssystem (MVMS). Alla transaktioner från Aimir går därför först via MVMS och därefter vidare till Göteborg Energi. Stöd för integration via DMZ har nu utvecklats även för Aimir och i en kommande uppgradering kommer transaktionsflödena styras om så att mätvärdena går direkt från Aimir till DMZ-gränssnittet enligt bilderna nedan. Att det inte var klart i vilken miljö systemet skulle driftas och i och med det behovet av säkerhetslösningar skulle utformas, borde ha hanterats tydligare i kravspecifikationen, t ex genom en klausul om att förhandla detta längre fram i projektet. Det hade gett projektet ett större förhandlingsutrymme gentemot leverantören och också tidigare satt fokus på denna fråga. Givet omfattningen och konsekvenserna av denna situation och förändring är det förvånande att det inte tydligare går att finna diskussioner om detta i styrgruppsmaterial och -protokoll. SLA SLA Embriq DMZ Göteborg Energi M M MCU M MCU Aimir MVMS IP Generis CAB Figur 2 - Temporärt transaktionsflöde mellan Embriq och Göteborg Energi (vid extern drift) SLA SLA Embriq DMZ Göteborg Energi M M MCU M MCU Aimir Ändrad kommlösning IP MVMS Generis CAB Figur 3 - Framtida transaktionsflöde mellan Embriq och Göteborg Energi (vid extern drift) Avtal Två kontrakt tecknades med den valda leverantören, dels ett leveransavtal och dels ett driftavtal. Dessa avtal är kopplade till varandra så att villkoren i leveransavtalet även gäller för driftavtalet. Olyckligtvis finns det skrivningar om t.ex. krav på prestanda och SLA nivåer som enbart finns i driftavtalet och inte i leveransavtalet. Nomenklaturen varierar också till viss del mellan avtalen, till exempel hänvisar ordet Systemet till olika saker i de båda avtalen, vilket gör avtalen svårtolkade. Det finns en distinktion mellan leveransavtalet och driftavtalet som innebär att det är ett mer omfattande åtagande som leverantören har under driftavtalet än den lösning som levereras enligt leveransavtalet. Funktioner som Embriq ansvarar för idag kommer vid intern drift att hanteras av system som inte är del i leveransen enligt leveransavtalet. Göteborg Energi har accepterat att 16

18 leverantören har byggt upp systemfunktionalitet utöver avtalad leverans, för att kunna fullgöra sitt driftåtagande så att lagkravet kunde mötas. Att leverantören inte hade denna lösning på plats utan tvingades bygga upp den parallellt med leveransen av Göteborg Energis lösning kan ha tagit resurser från att slutföra leveranserna enligt leveransavtalet. Vidare har det vid en juridisk analys beställd av projektet visat sig att klausulen om vitesutkrävande för försenade installationer och leveranser inte hade gått att tillämpa då det i det slutgiltiga avtalet inte finns något specificerat datum när installationerna ska vara klara. Datum för leverans beskrivs enbart genom följande skrivning. 6.5 Avtalad dag för godkännande av Uppdraget skall vara enligt gemensamt framtagen och godkänd tidplan, baserad på 18 månaders faktisk installationstid. [ ] Orsaken till att inget datum definierades i avtalet uppges vara att Göteborg Energi önskade forcera installationstakten, men att leverantören krävde allt för stor ersättning för detta (se vidare diskussion i stycke 6.4). Göteborg Energi valde då att lämna datumet öppet i avtalet för att kunna återuppta diskussionen senare när arbetet kommit igång. Slutleveransdatum för integrationer och centralsystem finns inte heller specificerat eftersom avtalet reglerade att dessa delar skulle vara på plats i samband med pilotinstallationen i början av Att ett avtal av denna omfattning inte är datumsatt och därmed omöjligt att använda som underlag för vitesutkrävande är anmärkningsvärt och visar på behovet av mer juridisk kompetens i samband med utformning av avtal och kan möjligen vara resultatet av en forcerad upphandling. Med definierade datum skulle Göteborg Energi möjligen ha kunnat kräva ut viten vilket hade minskat kostnaden för projektet. 6.3 Integrationer Integrationerna mellan det centrala mätvärdesinsamlingssystemet Aimir, dit mätarna levererar mätvärden, och integrationsplattformen på Göteborg Energi, som är utgångspunkten för bolaget användning av mätvärdena, är den del i projektet Mätning 2009 som blivit nedprioriterad och som ännu inte levererats. Leveransen från Embriq slutgodkändes dock ändå hösten Orsakerna till att integrationerna inte färdigställts är flera så som beskrivs nedan. Oklara processer Med fjärravlästa mätvärden är det en rad manuella processer som kan ersättas inom Göteborg Energis verksamhet. Årlig avläsning samt flyttavräkning är de mest uppenbara, men även till- och frånslag av mätare samt uppföljning av nätbelastning och en rad andra. Detta innebär att ansvar förflyttats mellan affärsområden och en övergripande översyn och definition av nya processer behövde göras för att realisera de många nyttor som den nya lösningen erbjöd. Tidigt under projektet beslutades att lyfta samordningsansvaret för detta från projektet, då det upplevdes alltför komplext och resurskrävande att driva. Istället lades ansvaret på respektive affärsområdeschef. Att definiera hur verksamhetsprocesserna skall se ut och fungera är avgörande för att kravställa hur integrationerna mellan de system som stöttar processerna ska se ut. Projektet fick dock inga besked från verksamheten om hur detta skulle göras. Då projektet inte nådde fram i detta arbete beslutade styrgruppen att projektet skulle fokusera på de lagkravsstyrda aktiviteterna att få de nya mätarna installerade och säkerställa att underlag för månadsvis avräkning levererades. Inte förrän under 2010 blev kravbilden tydlig och detaljerade specifikationer på integrationerna kunde göras. Leverans av dessa integrationer är planerad från november Det har inte gått att utläsa ur projektdokumentationen att någon ordentlig konsekvensanalys gjordes av beslutet att prioritera ner arbetet med integrationer, trots att detta fick påverkan på såväl testförfarande som slutdatum. Enligt avtalet skulle integrationerna varit levererade till pilotinstallationen och fallit inom ramen för godkännande av resterande delar av lösningen, varför inga 17

19 särskilda skrivningar fanns i avtalen för hantering av detta. När integrationerna prioriterades ner borde dock en separat uppgörelse ha träffats med Embriq om hur integrationerna skulle hanteras i såväl leverans- som testavseende. Parallella IT-projekt Utöver att verksamhetsprocesserna var odefinierade pågick det även parallellt med Mätning 2009 fyra andra omfattande IT-projekt där flera av de angränsande system med vilka Aimir utbyter information infördes eller byttes ut. Detta gällde mätvärdeshanteringssystemet, nätinformationssystemet, kundinformationssystemet samt integrationsplattformen. Utan dessa system på plats var det inte möjligt för Mätning 2009 att definiera innehåll och format på den information som Aimir skulle skicka och ta emot. Samordningen mellan projektet skedde främst genom att representanter för de olika projekten satt i varandras styrgrupper. Detta löste dock inte problemet att tydligt definiera hur de detaljerade gränssnitten skulle se ut. Bolagets ledning har haft svårt att koordinera dessa parallella projekt vilket har belastat Mätning Det är givetvis påfrestande för ett företag att driva fem stora IT projekt parallellt och det har gjort bolaget konsultberoende. Vad vi kan bedöma har dessutom flera av de tvärfunktionella frågor som blivit följden av såväl nya processer som nya system hanterats bristfälligt av bolagets ledning. Temporära lösningar Viss funktionalitet som var avsedd att lösas genom integrationer gentemot angränsande system var dock fortfarande nödvändig för att kvalitetssäkra mätvärdesinsamlingen efter driftsättning. Lösningen på problemet blev därför att utveckla ett antal tillfälliga webbportallösningar för att få ett gränssnitt mot Aimir och MVMS varifrån överföringen av mätvärden gjordes. Exempel på sådana webbportalsfunktioner är till- och frånslag av mätare, avläsning av avbrottsstatistik, styrning av leveransgodkännande av nya mätare, hantera anläggningsändringar, registrera arbetsordrar. En utförligare beskrivning med motiv till respektive portallösning finns i bilaga 2. För portallösningarna betalade Göteborg Energi 65% av utvecklingskostnaden plus drift och underhållskostnader fram till årsskiftet 2010/2011, totalt 4,4 mkr. Därefter träffades en uppgörelse om kostnadsfri användning fram till dess att de permanenta integrationerna är på plats. Slutgodkännande med restpunkter Efter en omfattande testfas och provdrift valde Göteborg Energi att slutgodkänna den lösning som Embriq levererat i september 2010 trots att direktintegrationerna till angränsande system inom Göteborg Energi inte var utvecklade. På grund av dessa punkters ringa ekonomiska omfattning i förhållande till den totala kontraktssumman valde Göteborg Energi att göra ett slutgodkännande med restpunkter med hänvisning till branschpraxis för entreprenader. Det fanns dock ingen skrivning om detta i avtalet utan projektet valde på eget initiativ att följa praxis. De utestående punkterna värderades och överlämnades från projektet till den mottagande organisationen att följa upp. Slutbetalning gjordes med avdrag om 7,4 mkr för punkterna på restlistan. Att det finns restpunkter kvar vid stängning av ett IT-projekt är i sig inget ovanligt. Vår bedömning är att 7,4 mkr är en relativt liten summa att innehålla, givet att det innebär att leveransen inte är slutförd. Det kan ifrågasättas om den summa som hålls inne för utestående integrationer utgör ett tillräckligt stort påtryckningsmedel gentemot leverantören. Vidare kan det ifrågasättas om dessa medel skulle täcka kostnader för en eventuell annan parts insatser i den händelse att leverantören inte kan slutföra levereransen. Genom beslutet att ta hem driften innan en komplett leverans har erhållits förlorar Göteborg Energi ytterligare förhandlingskraft gentemot Embriq. Den mottagande organisationen uppmärksammades under sommaren 2009 på det faktum att den driftsatta lösningen för hantering av de insamlade mätvärdena till stor del utgjordes av temporära webbportalslösningar och inte av de avtalade integrationerna. En analys genomfördes av den mottagande organisationen som resulterade i att veckovisa avstämningsmöten inleddes mellan projektet och den mottagande organisationen. Då styrgruppsordförande informerades om situationen fick affärsområdeschefen för den mottagande organisationen i uppdrag att involvera 18

20 jurister för att förbereda för den händelse att en tvist skulle uppstå med leverantören. I och med dessa åtgärder ansåg styrgruppsordförande att situationen var utagerad, övriga styrgruppen eller projektet informerades inte om dessa aktiviteter. Det var dock inte förrän i december 2010, dvs. efter slutgodkännandet, som en konkret överenskommelse träffades med Embriq om hur direktintegrationerna skulle utformas. Det var först med denna överenskommelse som ansvarig för den mottagande organisationen kände trygghet i att Göteborg Energi faktiskt kommer att få lösningen levererad så som den var kravställd. Embriqs leveransförmåga I intervjuer menar representanter från projektet att det är de parallella projekten och Göteborg Energis oförmåga att definiera verksamhetsprocesserna som är förklaringen till varför integrationerna inte har kunnat byggas enligt plan. Det finns dock andra inom Göteborg Energi som menar att det även var så att leverantören inte hade dessa funktioner färdigutvecklade eller hade kapacitet att göra det. Det är noterbart i sammanhanget att Lerum Energi, som valt samma systemlösning, inte heller de har fått sina integrationer utvecklade, trots att de till skillnad mot Göteborg Energi har haft en klar bild över hur dessa skall utvecklas. Varför representanter för projektet så ensidigt väljer att lägga skulden för förseningarna enbart på Göteborg Energi är svårt att förstå. Embriq har genom leveransen till Göteborg Energi haft möjlighet att omfattande arbete bygga upp kompetens, organisation och system som skapar möjligheter för bolaget att kvalificera sig för nya affärer. Detta arbete har skett med projektets och styrgruppsordförandes goda minne, frågan är dock i vilken utsträckning detta tagit resurser från leveransen till Göteborg Energi Leverans av restpunkterna samt ett antal tilläggsbeställningar, framförallt integrationer, är utlovad med ett första paket under hösten 2011 och resterande delar senast mars Vissa delar från den ursprungliga kravspecifikationen har Göteborg Energi dock valt att inte utveckla då verksamhetsprocesser utformats på annat sätt än vad som förutsågs Det är efter beslutet om att ta hem driften kritiskt att de utestående integrationerna blir utvecklade och levererade som utlovat eftersom de temporära lösningarna då inte längre kommer att användas. 6.4 Ledning och styrning Hur väl ett projekt lyckas med att uppnå förväntade resultat på ett kontrollerat och riskmedvetet sätt är till stora delar en fråga om direkt och indirekt styrning och ledning. I begreppet vägs aspekter som formella projektmodeller, styrgruppssammansättning och aktivitet samt företagskultur in. På Göteborg Energi finns en projektmodell som föreskriver vilka krav och förväntningar som finns på de projekt som drivs inom bolaget samt vilka ansvar som vilar på projektledare, styrgrupp respektive andra intressenter. I intervjuer framträder en bild av att denna modell inte fullt ut efterlevs inom bolaget utan att respektive projektledare har stor frihet att själv besluta om hur projektet ska ledas och organiseras. Den tidspress som projektet genom sen uppstart och sent avslutad upphandling försattes i har haft inverkan på kvaliteten i projektstyrningen. Den har gjort att projektet vid ett flertal tillfällen gjort bedömningen att man behövt fatta snabba beslut som inte alltid varit fullt ut analyserade och förankrade i styrgruppen. VD som styrgruppsordförande och informellt beslutsfattande Fd VD har själv suttit som styrgruppsordförande för Mätning 2009, något som tidigare varit ovanligt inom Göteborg Energi och även är ovanligt i andra bolag. Bakgrunden är att han sett det som ett kritiskt projekt för bolaget som helhet, både i fråga om tidplan och kvalitet. VD var själv drivande för att bolaget skulle satsa på en avancerad lösning som klarar framtida krav och utveckling, även om 19