Direkt och indirekt laststyrning i samspel?

Transkript

1 ISRN LUTMDN/TMHP--05/3017--SE Direkt och indirekt laststyrning i samspel? Fallstudier Jurek Pyrko Projektrapport Energihushållning Institutionen för Energivetenskaper Lunds Universitet - LTH Box 118, Lund, Sverige

2

3 Direkt och indirekt laststyrning i samspel? Fallstudier Jurek Pyrko November 2005

4 Projektrapport ISRN LUTMDN/TMHP--05/3017--SE Jurek Pyrko Energihushållning Institutionen för Energivetenskaper Lunds Universitet - LTH Box 118, Lund

5 Sammanfattning Föreliggande rapport ingår i avrapporteringen från projektet "Direkt och indirekt laststyrning i byggnader" (projektnr Elforsk) vid Avdelningen för Energihushållning, Institutionen för Energivetenskaper, Lunds Universitet-LTH. Detta delprojekts huvudsyfte har varit att undersöka inverkan av elprissättning baserad på effektavgiftsprincipen på elkunders och nätföretags ekonomi, med hänsynstagande till eventuella förändringar i energianvändningsmönster (ändrat effektbehov), för att på detta sätt skapa metodik för att få fram beslutsunderlag för ett specifikt nätföretag. Andra delmål har varit att beskriva erfarenheter från försök med olika typer av elprissättning samt diskutera olika perspektiv på samspel mellan direkt- och indirekt laststyrning hos användare i bostäder. Undersökningen har genomförts i flera steg under som fallstudier i samarbete med två elnätföretag (Skånska Energi AB och Sollentuna Energi AB). Flera forskare och examensarbetare har varit involverade i delprojektets genomförande under årens lopp. I litteraturöversikten presenteras och diskuteras forskning kring laststyrning i byggnader. Erfarenheter av direktlaststyrning omfattar bland annat hård laststyrning (på/av) samt mjuk laststyrning (stegvis bortkoppling). Indirekt laststyrning omfattas av studier om effekttariffer och toppris -signaler. Slutligen tillför beteendevetenskapliga studier en viktig del av kunskaperna. Analys av tillämpning av effekttariff hos Sollentuna Energi AB har visat att tariffen justerar prissättningen mellan kundgrupperna. Totalt är införandet av effekttariff (tillsammans med fjärravläsning) lönsamt för elbolag. Kunder kan ha svårt att förstå skillnaden mellan energi och effekt. Det är väldigt viktigt att kunderna förstår tariffens konstruktion varför effekttariffen måste stödjas av kundanpassad information. Tariffens struktur och prisnivå är viktiga om man ska uppnå betydande ändringar i kunders beteende. Tariffsimuleringarna genomförda i två etapper under projektet omfattar hela kundunderlag (samtliga mätarsäkringsgrupper) från Skånska Energi AB och baseras på mätdata från kalenderåret I simuleringarna ändrades tariffens struktur genom att sätta olika värden på säkrings- respektive effektavgiften under låg- och höglasttid. Simuleringarna har visat att införande av en effekttariff med säkringsavgift baserad på dagens säkringsavgiftsnivåer skulle abonnentgrupperna med de lägsta säkringarna få en höjning av nätavgiften medan grupperna med de högsta säkringarna skulle få en lägre avgift. Framförallt skulle gruppen 16L (lägenhetskunder) få den största prisökningen. Då lägenhetskunderna är många skulle medelökningen i nätavgift bli ca 330 kronor för ett år. Däremot är abonnenterna med 125 A-säkring relativt få och skulle få en sänkning av nätavgiften på ca kronor under ett år, vilket är den genomsnittligt största sänkningen av alla kundgrupperna. Detta arbete har resulterat i följande slutsatser: Effektbehovet inom detta geografiska område är väldigt temperaturberoende Idag, med nuvarande eltariff, har abonnenter med höga säkringsnivåer en relativt högre fast avgift än abonnenter med en lägre säkringar, dvs det förekommer sponsring mellan abonnentgrupper Införande av en effekttariff skulle innebära att abonnenter med en låg huvudsäkring (16, 20 A) skulle få en höjning av nätavgiften medan abonnenter med en större säkring skulle få en sänkning av nätavgiften 5

6 Effekttariff utan någon säkringsavgift skulle också innebära en ökning av nätavgiften för främst lägenhetskunderna medan den skulle innebära en sänkning av avgiften för främst 125 A-abonnenterna Flera av Skånska Energis nätabonnenter skulle kunna byta sin mätarsäkring mot en lägre nivå Det är oklart i vilken grad som effekttariff möjliggör sänkning av abonnerad effekt för nätföretaget - det tycks behövas kompletterande åtgärder (t ex laststyrning, effektvakt) Resultaten från ytterligare simuleringar visar att kostnadsbilden för kunderna förändras beroende på säkringsavgiftens nivå, framförallt i de lägsta mätarsäkringarna. Om säkringsavgiften avskaffas helt och hållet och effektavgifterna a och aa anpassas därefter kommer omfördelning av kostnader att ske och kunderna i grupper 16L, 16V och 20 ampere kommer att få ökade kostnader, där gruppen 16L ska stå för den största procentuella höjningen. Den största sänkningen kommer däremot att gynna gruppen med 125 A säkring. Om säkringsavgiften kommer att behållas enligt dagens taxa flyttas brytpunkten neråt mot de lägsta säkringarna 16L och 16A som får ökade kostnader för nätavgiften gruppen 16A kommer att stå för den största höjningen. När det gäller skillnader i effektbaserad nätavgift beroende på en eventuell effektsänkning på 3, 5 eller 10 % visar simuleringarna att differensen varierar från några hundra kronor till upp till kronor per år för de olika säkringsgrupperna. För företagets del skulle en eventuell sänkning av kundernas effektbehov ge minskade intäkter, vilka å andra sidan bör vägas mot eventuella besparingar som företaget skulle kunna uppnå tack vare sänkt abonnerad effekt och/eller avvärjda straffavgifter för effektöverskridande. Analysen visar dessvärre att sänkt abonnemangsavgift mot överliggande nät inte på något sätt skulle kunna täcka bortfallet av intäkten. Däremot avvärjda straffavgifter, särskilt när den abonnerade effekten skulle överskridas på en vardag, skulle kunna vägas mot intäktsbortfallet för flera av de simulerade fallen. Den beteendevetenskapliga analys av direkt och indirekt laststyrning som genomförts har visat att kunderna inte förstår skillnaden mellan energi och effektbegrepp och att de aldrig eller ytterst sällan tänker på samtidig elanvändning i olika aktiviteter. De kopplar starkt effektproblematiken till energibesparing. Kunder vill gärna hjälpa till både sitt elbolag och samhället även till pris av en komfortsänkning och uppoffring men har svårt att ställa upp när andra slösar. Det finns potential för beteendeförändringar men helst ska hushållen inte märka eller behöva tänka på någonting, varken vid direkt eller indirekt styrning. Vid införandet av en effekttariff är det oerhört viktigt att syftet med effekttariffen förs fram till kunderna och att effekttariffen är enkelt utformad. Fortsatta studier inom forskningsfältet bör ta upp en rad frågor som är viktiga att besvara när det gäller effektproblematiken och demand respons både i bostäder och i lokaler. 6

7 Innehållsförteckning SAMMANFATTNING 5 INNEHÅLLSFÖRTECKNING 7 FÖRORD 9 1 INLEDNING LASTSTYRNING - BAKGRUND 10 Laststyrning direkt och/eller indirekt ELEFFEKTPROBLEMATIK UR OLIKA PERSPEKTIV SYFTE METOD 13 2 LITTERATURSTUDIE DIREKT LASTSTYRNING I BYGGNADER - POTENTIAL 14 Eluppvärmning 16 Varmvattenberedning 16 Ventilation och luftkonditionering 16 Stora elapparater 17 Belysning INDIREKT LASTSTYRNING ELPRISSÄTTNING - KRAV PÅ EN BRA ELTARIFF SVENSK DEBATT OM PRISSÄTTNING PRISSÄTTNINGSFORMER 20 Tidsdifferentierad eltariff 21 Effekttariff 21 Dynamisk prissättning 22 3 ANALYS AV EN BEFINTLIG PRISSÄTTNING MED EFFEKTAVGIFT UTVÄRDERING AV PRISSÄTTNING MED EFFEKTAVGIFT VATTENFALLS UTVÄRDERING FÖRETAGETS BEDÖMNING 29 4 SIMULERINGAR OCH ANALYS AV EFFEKTBASERAD PRISSÄTTNING ANALYS AV EFFEKTTARIFF - EXAMENSARBETE PÅ SKÅNSKA ENERGI AB 30 Simuleringarnas abonnentunderlag 30 Befintlig nättariff Simulerade effekttariffens utformning 32 Simuleringarna 33 Simuleringsresultat 34 Resultatsammanställning Fall SIMULERINGAR OCH ANALYS AV ANDRA PRISKONSTRUKTIONER 43 Effektavgiftens anpassning till säkringsavgiften 43 Fall 5 8 Säkringsavgift s = 0 44 Fall 9 12 Säkringsavgift s = S 49 Resultatsammanställning Fall Andra möjliga priskonstruktioner 57 7

8 5 DIREKT LASTSTYRNING - KONSEKVENSER KONSEKVENSER FÖR ELFÖRETAG 58 Återvändande last KONSEKVENSER FÖR ELANVÄNDARE 60 Komfort KUNDRESPONS PÅ LASTSTYRNING 60 6 PRISSÄTTNINGENS SAMSPEL MED DIREKT LASTSTYRNING 62 7 SLUTSATSER OCH ANVISNINGAR 64 REKOMMENDATIONER 66 8 FORTSATTA STUDIER INOM FORSKNINGSFÄLTET 68 9 REFERENSER PUBLIKATIONER INOM DELPROJEKTET

9 Förord Föreliggande rapport ingår i avrapporteringen från projektet "Direkt och indirekt laststyrning i byggnader" (projektnr Elforsk) vid Avdelningen för Energihushållning, Institutionen för Energivetenskaper, Lunds Universitet-LTH. Undertecknad har varit projektledare. Projektet har genomförts i samarbete med Skånska Energi AB i Södra Sandby där nätbolagets VD Lars-Erik Dahlström varit handledare och kontaktperson. Ett stort tack till alla på företaget som samarbetat med oss samt hjälpt till med data och simuleringsunderlag. Forskningsarbetet har utförts inom ELAN-programmet, ett forskningsprogram kring elanvändning och beteenden på en avreglerad elmarknad. ELANs huvudfinansiärer är energiföretagen Eskilstuna Energi & Miljö, Fortum, Göteborg Energi AB, Göteborg Energis forskningsstiftelse, Jämtkraft AB, Skellefteå Kraft AB, Skånska Energi AB, Sydkraft AB och Vattenfall AB via Elforsk (Svenska Elföretagens Forsknings- och Utvecklings AB) samt Statens Energimyndighet och Formas. Jurek Pyrko docent, projektledare Lund, i november

10 1 Inledning Elefterfrågan måste i varje stund tillgodoses av nätföretagen och elleverantörerna. Kunderna betalar för dessa leveranser enligt överenskomna kontrakt. De vanliga lastförhållandena för Sverige är maxeffektbehov på ca 15 GW under sommaren juli och ca 25 GW på vintern (januari). För att minska risken för effektbrist i elnätet bör det finnas en viss reservkapacitet på produktions- och distributionssidan. Myndigheten Svenska Kraftnät har fått i uppdrag att övervaka balansen mellan eltillförsel och uttag samt att säkra tillgängligheten av den nödvändiga kapaciteten och störningsreserver. Under flera år efter påbörjad avreglering av elmarknaden i Sverige krympte avståndet mellan det eleffektbehov som användarna begärde och den elproduktionskapacitet som fanns tillgänglig. Sedan 2001 började elproduktionskapaciteten öka igen och låg 2004 på ca 33,4 GW [32]. 1.1 Laststyrning - bakgrund Både elenergibehovet och effektbehovet ökar ständigt men det är inte det som kan orsaka en eventuell effektbrist med strategiska elavbrott till följd. Den största risken finns i elbehovets kraftiga variationer under dygnet och korta, framförallt oförutsedda, eleffekttoppar. På nationell svensk nivå kan vi då försöka reglera elproduktionen med hjälp av primärreglering - en upp- eller nedreglering som verkställs automatiskt och kan bli fullt aktiverad inom 30 sekunder. På detta sätt kan vi kontinuerligt finjustera den fysiska balansen mellan tillförsel och förbrukning i det svenska kraftsystemet. Turbinerna i vissa kraftstationer, till exempel stora vattenkraftstationer, är försedda med speciella regulatorer för detta ändamål. Vi kan också lösa våra elförsörjningsproblem genom att öka elimporten eller också starta egen, tämligen dyr, reservkraft i fall effekttopparna kräver det. En annan möjlighet är en frivillig, tillfällig sänkning av effektbehovet hos användarna - både hos industrin och i bebyggelsen (i lokaler och bostäder). Detta tillvägagångssätt, nämligen att försöka släta ut belastningskurvan genom att påverka användarsidan och på detta sätt minska de besvärliga eleffekttopparna, tillämpas på nätföretagsnivån. Enskilda kunder i bostäder och lokaler har idag nästan inget intresse alls av att hushålla med eleffekten. För exakt samma pris per kilowattimme kan de använda hur mycket eleffekt som helst inom säkringarnas gränser. 10

11 Laststyrning direkt och/eller indirekt Eleffektuttaget i byggnader påverkas av olika faktorer som är av varierande karaktär: husets konstruktion och belägenhet, dess installationer, klimatet och de boendes vanor och behov bestämmer energi- och effektbehov. En hushållskund betalar för elen enligt ett kontrakt där det ingår en fast säkringsavgift. Säkringsnivån begränsar kundens effektuttag men oftast är denna nivå överdimensionerad det är inte ovanligt att en lägenhet har 20 A säkringar, vilket innebär ett möjligt totalt effektuttag på 13,8 kw! En hushållskund kan skaffa en ny eleffektkrävande utrustning till en engångskostnad på ibland under 100 kronor per kilowatt märkeffekt. Nätföretagens avtalspris för samma effekt hos ett överliggande nät kan bli kronor per kilowatt, eller till och med över 500 kronor per kilowatt i straffavgift varje gång nätföretaget överskrider sin abonnerade effekt. Om detta händer på en vardag, under en enda timme, kan nätföretaget vara tvunget att betala en straffavgift på cirka en halv miljon kronor per varje megawatt över abonnemangsgränsen! Och lika mycket dagen därpå om det skulle hända igen. För olika aktörer på elmarknaden finns det alltså flera olika skäl till att försöka påverka elkunder att hushålla med eleffekten, det vill säga sänka det totala effektbehovet i elnätet man kan undvika driften av dyra reservkraftverk och minska elimporten och på detta sätt även moderera miljöpåverkan. Nätföretagen kan också förbättra ekonomin genom att minska sin abonnerade effekt och framför allt genom att slippa betala väldigt höga straffavgifter till ägare av överliggande högspänningsnät. Figur 1.1 Direkt och indirekt laststyrning. Både energiföretagen och samhället kan ha intresse av att kontrollera kundernas eleffektuttag, det vill säga styra belastningen i elnätet. Detta kan ske enligt två följande laststyrningsprinciper: 11

12 Direkt laststyrning som innebär en medveten begränsning av eleffektuttaget genomförd av el-användaren själv eller av energiföretaget, exempelvis genom fjärrstyrning, Indirekt laststyrning definierad som riktad inverkan på effektbehovet genom antingen prissättning (tariffer, rabatter, kontrakt), regelverk (lagar, regler, incitament) eller information. På gränsen mellan dessa två sätt att kontrollera belastningen ligger olika styr- och reglersystem, bland andra mjukelvärmesystem och effektvakter, som användare själva kan utrusta sina byggnader med för att sedan i olika utsträckning på dessa överlåta styrningen av sina elapparater (se Figur 1.1). Tabell 1.1 Eleffektproblematik ur olika aktörers perspektiv (bearbetat efter Abaravicius [2]) Aktörer på elmarknaden Användare Aspekter Tekniska Ekonomiska Miljömässiga Sociala Förstå skillnaden energi-effekt Undvika strömavbrott Lägre kostnader (säkringsnivå, effektgräns) Undvika utsläpp i närmiljön Komfort Fungerande hem och samhälle Elhandelsbolag? Lägre risker vid elhandel Åtaganden i miljöcertifiering Bra kundrelationer Nätföretag Undvika problem (spänning och frekvens, nätkapacitet) Slimmad ekonomi: lägre abonnerad effekt, undvika straffavgifter, slopa nätförstärkning Uppfylla åtaganden i miljöcertifiering Bra kundrelationer Elproducenter Optimala anläggningar, undvika reservkraft, slopa kapacitetsutbyggnad Lägre produktionskostnader Undvika reservkraft och minska utsläpp? Nätoperatör Stabilt elsystem Stabilt system till lägsta pris, undvika kostnader för nätutbyggnad Samhälle Stabilt elsystem Ekonomisk och effektiv elförsörjning Undvika nätutbyggnad regionalt och nationellt Minska miljöpåverkan Fungerande samhälle Fungerande samhälle, rättvis tillgång till resurser För en optimal lösning, det vill säga en optimal blandning av direkta och indirekta metoder att sänka eller flytta effektbehovet, behövs en helhetssyn som omfattar elsystemets samtliga beståndsdelar från produktionsanläggningarna till slutkunden. 12

13 1.2 Eleffektproblematik ur olika perspektiv På den regelreformerade svenska elmarknaden ser eleffektproblemen självfallet olika ut ur olika aktörers perspektiv. Om vi analyserar fyra skilda aspekter: tekniska, ekonomiska, miljömässiga och sociala, kommer vi att konstatera att synen och därmed intresset för effektrelaterade frågor måste skifta. Till exempel är användarnas och deras affärspartner - nätföretagens och elhandelsbolagens - förutsättningar och motiv olika, framförallt när det gäller tekniska och sociala aspekter. Tabell 1.1 utgör ett försök att sammanställa de olika aktörers perspektiv på eleffektproblematiken. 1.3 Syfte Detta delprojekts huvudsyfte har varit att undersöka inverkan av elprissättning baserad på effektavgiftsprincipen på elkunders och nätföretags ekonomi, med hänsynstagande till eventuella förändringar i energianvändningsmönster (ändrat effektbehov), för att på detta sätt skapa metodik för att få fram beslutsunderlag för ett specifikt nätföretag. Andra delmål har varit att beskriva erfarenheter från försök med olika typer av elprissättning samt diskutera olika perspektiv på samspel mellan direkt- och indirekt laststyrning hos användare i bostäder. 1.4 Metod Undersökningen har genomförts i flera steg som fallstudier i samarbete med två elnätföretag (Skånska Energi AB och Sollentuna Energi AB). Flera forskare och examensarbetare har varit involverade i delprojektets genomförande under årens lopp, vilket framgår av Tabell 1.2. Tabell 1. 2 Delprojektets genomförande Aktivitet Ansvarig Deltagare Period/Slutdatum Resultat 1. Jämförande studie Sollentuna Energi - Skånska Energi J. Pyrko examensarbetare, J. Pyrko Augusti-december 2002 /Februari 2003 Examensarbete, Rapport, Artikel 2. Förstudie om olika prissättningsprinciper och deras inverkan på energi- och effektbehov J. Pyrko J. Pyrko, examensarbetare Januari-september 2003 /September 2004 Examensarbete, Intern rapport 3. Kundrespons och ändrat beteende K. Sernhed K. Sernhed, J. Pyrko Januari-oktober 2004 /December 2004 Del i en licentiatavhandling 13

14 4. Analys av alternativa prissättningar för Skånska Energi och andra elbolag - datorsimuleringar J. Pyrko J. Pyrko, examensarbetare Juni 2003-februari 2005 /Juni 2005 Examensarbete Rapport Artikel 5. Slutrapportering J. Pyrko J. Pyrko Mars-juli 2005 /Augusti 2005 Projektrapport Tariffsimuleringarna omfattar hela kundunderlag (samtliga mätarsäkringsgrupper) från Skånska Energi AB och baseras på mätdata från kalenderåret Flera arbetsmöten ägde rum på Skånska Energi AB (under året 2004 den 22 januari, den 19 mars och den 16 juni). 2 Litteraturstudie I litteraturöversikten presenteras och diskuteras forskning kring laststyrning i byggnader. Erfarenheter av direktlaststyrning omfattar bland annat hård laststyrning (på/av) samt mjuk laststyrning (stegvis bortkoppling). Indirekt laststyrning omfattas av studier om effekttariffer och toppris -signaler. Slutligen utgör beteendevetenskapliga studier en viktig del av kunskaperna. 2.1 Direkt laststyrning i byggnader - potential Förändring av belastningskurvans utseende kan ske enligt olika principer. Figur 9.1 visar den klassificering i sex typiska styrstrategier som föreslagits av Gellings [1]. Typiska förändringar i belastningskurvans form kan beskrivas på följande sätt: Toppreducering (Peak clipping) reducering av last under korta höglasttoppar, Låglastökning (Valley filling) ökning av användning under låglasttiden med hjälp av nya installationer, Lastskiftning (Load shifting) förflyttning av elbehov till låglastperiod, oftast med hjälp av energilagring, Strategisk energibesparing (Strategic conservation) sänkning av hela belastningskurvan genom effektivisering av energianvändning, Kontrollerad lastökning (Strategic load growth) kontrollerad ökning av elförsäljning, utvidgning av låglastökningsstrategin, 14

15 Flexibel last (Flexible load shape) en särskild typ av kontrakt med möjligheter att flexibelt koppla till och från kundens utrustning. Figur 1.2 Potentiella laststyrningsstrategier [1] Nätföretag är egentligen inte intresserade av att förändra varje användares lastkurva utan av den totala sammanlagrade 1-timmeseffekten. De vill uppnå låga sammanlagringsfaktorer och höga lastfaktorer på väsentliga nivåer i sina elförsörjningssystem. De kunder som skapar de högsta topparna, det vill säga de som karaktäriseras av stora effektuttag och höga överlagringsfaktorer, utgör en potentiell fara för elbehovets kraftiga variationer med effektkapacitetsproblem till följd. I de vanligaste laststyrningssystemen för bostäder kan elbolaget koppla ur last vid höga lasttoppar genom att skicka styrsignaler via en fast linje, telefonlinje, radiolänk eller direkt via elledningarna. Tidigare förekom laststyrningssystem ofta i sådana anläggningar som hade någon form av energilagring, vilket ger bättre förutsättningar för att genomföra laststyrning och ändå bibehålla inomhuskomforten. Idag finns möjligheter att styra lasten hos fler och fler kunder då energiföretagen, ålagda att installera avläsningssystem baserade på 1-timmes mätningar, har börjat investera i kompletta fjärravläsningssystem där laststyrningsmoduler ingår. Beroende på vilka installationer eller elapparater som styrs, finns det varierande laststyrningspotential, styrstrategier och konsekvenser, vilket diskuteras i följande del. 15

16 Eluppvärmning Elvärmesystem kan laststyras men bäst lämpar sig för detta ändamål de anläggningar som har en stor inbyggd värmelagringskapacitet, till exempel vattenburna system med värmeackumulatorer. Laststyrningspotential är ca 3-4 kw per hus. Direktverkande elvärmesystem kan också laststyras men i sådant fall kommer själva huskroppen att användas som energilager. Beroende på husets konstruktion varierar den termodynamiska trögheten men tidskonstanter för vanliga småhus är tämligen låga, vilket gör att huset rätt snabbt kyls ner. Olje- eller stenfyllda elradiatorer kan i så fall förbättra förutsättningarna för att införa laststyrning. Varmvattenberedning Elektriska varmvattenberedare med inbyggda vattentankar är lättast att styra i byggnader utan någon större komfortförlust. Den värmelagringskapacitet som finns i beredaren möjliggör att apparaten kan frånkopplas under relativt långa tidsperioder, under förutsättning att den har tillräckligt stor volym som räcker under hela bortkopplings- och återuppladdningsperioden. Varmvattenberedares laststyrningspotential är i genomsnitt cirka 1 kw per hushåll men kan uppgå till full installerad effekt (vanligtvis 3 kw) under vissa timmar efter ett stort vattenuttag. Ett problem med belastningsstyrning av varmvattenberedare är att det inte alls är säkert att den är eller skulle bli tillslagen under frånkopplingsperioden, det vill säga att man verkligen kommer att sänka effektbehovet vid laststyrningen. Ventilation och luftkonditionering Ventilationen kan hjälpa till att sänka effektbehovet i en byggnad då strypning av ventilationen avsevärt kan minska värmeförluster, vilket är av stor betydelse vid styrning av värmesystem. Vid specifika värmeförluster på 50 W/K genom ventilationen motsvarar detta ett effektbehov på 1,5 kw vid utetemperatur -10 C. Luftkonditioneringsanläggningar är mera lämpliga som belastningsstyrningsobjekt, särskilt i länder och områden med perioder av höga utetemperaturer och luftfuktighet som orsakar besvärliga effekttoppar i elnätet. Styrningsstrategierna måste dock i detta fall skilja sig från de tidigare dellasternas. Luften avkyld av aggregatet värms upp igen ganska snabbt och en längre frånkoppling kan ge väldigt negativa konsekvenser för komforten varför laststyrningen måste bestå av upprepade sekvenser av kortare på- och avstängningsperioder [3]. Effektreducering på upp till några kw, beroende på kylaggregatets storlek, är möjlig att uppnå här. 16

17 Stora elapparater I denna grupp kan disk- och tvättmaskiner (cirka 2 kw var) eventuellt användas som potentiella laststyrningsobjekt. Dagens moderna maskiner är vanligtvis utrustade med tidsstyrning, det vill säga användaren själv kan ställa in tiden då maskinen ska utföra sitt program, vilket förstås skulle kunna användas för att på detta sätt undvika belastningstoppar. Utomlands förekommer också fjärrstyrning av större torktumlare och torkskåp. Stora pumpar och värmeelement till simbassänger används ibland som styrbara laster när särskilda kontrakt om avkopplingsbara laster erbjuds av energiföretag till deras större kunder i bostäder och lokaler. Belysning Belysningen är inte särskilt lämplig att användas för att sänka effektbehovet i bostäder. Däremot i lokaler (skolor, kontor, idrottshallar) kan man installera närvarostyrning och, framförallt, byta samtliga ljuspunkter till energisnåla lampor som har 5 gånger lägre effektbehov än vanliga glödlampor, och på detta sätt minska effektbehovet för både belysning och samtidigt även för kylning. 2.2 Indirekt laststyrning Till skillnad från direkt laststyrning som är en kontrollerad begränsning av eleffektuttaget genomförd av elanvändaren själv eller av energiföretaget, är indirekt laststyrning definierad som riktad inverkan på effektbehovet genom antingen prissättning (tariffer, rabatter, kontrakt), regelverk (lagar, regler, incitament) eller information. Både för energiföretagen och samhället är indirekt laststyrning en metod att kontrollera kundernas eleffektutag. Skillnaden är dock den att elanvändaren, som genom olika medel utsätts för påverkan, själv kan bestämma sitt förhållningssätt till en viss åtgärd. Vid direkt laststyrning utgör kundens hus, eller anläggning, ett passivt objekt styrt utifrån. 2.3 Elprissättning - krav på en bra eltariff Priskonstruktionen uttrycker sambandet mellan levererad mängd el och begärd mängd pengar. På en avreglerad elmarknad bör prissättning styras av marknadskrafterna. Elmarknaden i Sverige är fortfarande bara omreglerad eller som man också började kalla denna process - regelreformerad ; hela nätsidan är fortfarande styrd av hård reglering. Även på elhandelssidan är regelverket bestämt och bevakat av myndigheterna. 17

18 Så här formulerades krav på en bra elprissättning före energikrisen på 1970-talet [4]: Eltariffen skulle: ge företaget tillräckliga intäkter för en sund ekonomisk utveckling, självfinansiering och avkastning, vara kostnadsriktig för olika konsumentkategorier, vara stabil på lång sikt, vara enkel, lättfattlig och lätt att administrera, medverka till att samhällets resurser utnyttjas på ett riktigt sätt. Till detta lades senare, på 1980-talet, flera nya krav: Eltariffen skulle: stimulera till sparande, underlätta oljeersättning, gynna införandet av förnybara energikällor, främja regionalpolitiska syften, medverka till önskvärd inkomstfördelning, ha en gynnsam effekt på den allmänna prisutvecklingen. Sedan den 1 januari 1996 är den svenska elmarknaden omreglerad och det är uppenbart att detta också har förändrat synen på prissättningen jämfört med tiden då de flesta energiverken i Sverige var kommunalt ägda och ansvariga för kommunal energiplanering: Den enda fasta grundvalen för elenergins prissättning är självkostnaden. Eltarifferna ska återspegla kostnaderna för elleveransen, oberoende av vad elenergin används till. Den företagsekonomiska målsättningen för elbolagen skiljer sig ej särskilt mycket från den samhällsekonomiska målsättningen. Det är ej kraftbolagens sak att medelst tarifferna styra konsumtionen på visst sätt. Höjda elpriser får föga verkan på elkonsumtionen. Det kan inte vara kraftbolagens sak att bedöma elkonsumenternas sociala förhållanden och ekonomiska bärkraft. Kraftföretagen bör ta på sig uppgiften att tidsmässigt utjämna förekommande kostnadsvariationer i kraftsystemet. Prissättningen bör helst ske enligt marginalkostnadsprincipen, det vill säga den prissättning som enligt nationalekonomisk teori uppstår spontant på en marknad med fullständig konkurrens. Två olika tillvägagångssätt kan tillämpas och prissättning sker enligt: 18

19 kortsiktig marginalkostnad kostnad (timme för timme) för leverans av ytterligare 1 kwh el i ett befintligt system, inklusive förluster på respektive spänningsnivå. långsiktig marginalkostnad gemensam kostnad, både rörlig och fast, som uppkommer för produktion och distribution av ytterligare 1 kwh el om systemet byggs ut, det vill säga med oförändrad leveranssäkerhet. Inte sällan är elräkningen som återspeglar prissättningen den enda kontakten mellan företagen och deras kunder. Detta kan vara ett viktigt motiv för företagen att ser över både sin prissättning och elräkningar, vilket många elbolag redan har gjort. Prissättning kan också användas för att styra elanvändning men för att lyckas med det måste prissignalerna till kunderna vara tillräckligt övertygande, särskilt om man vill uppnå en varaktig förändring av elanvändningsmönstret. 2.4 Svensk debatt om prissättning Avregleringen av den svenska elmarknaden har lett till debatt om vilka slutsatser som bör dras av de konsekvenser som uppstått på marknaden när utbuds- och efterfrågekurvorna börjar närma sig varandra. År 2001, strax innan Sverige fick sin hittills högsta eleffekttopp, förordade Fabricius i ett förslag till Riksdagens Näringsutskott [5] att elhandelsföretag skulle avskaffas och att nätföretagen skulle ges ansvaret för inköp och leverans av spotel till alla köpare. Detta skulle resultera i att konsumenternas makt över prisbildningen stärks genom den ökade priselasticiteten och genom att all el omsätts på spotmarknaden. Eftersom alla leveranserna alltid skulle ske till spotpriset, bästa marknadspris, inga leverantörer eller leverantörsbyten skulle behövas. Detta skulle förenkla marknaden och dess infrastruktur, vilket skulle göra den mer konkret för köparna. En rad överflödiga aktiviteter som överföring av mätvärden till säljare och leverantörsbyten skulle effektiviseras bort. Fabricius varnade att om reformsteget inte skulle genomföras är risken stor att marknaden kommer att fungera lika dåligt som idag eller sämre när vi kommer till en verklig bristsituation. Följderna kan i så fall bli mycket obehagliga. Miljöpartiet har i en motion till riksdagen fört fram liknande tankar om elmarknadens omreglering [26]. Bergman och Amundsen har publicerat en rapport [6] där de på uppdrag av Elforsk försökt analysera och identifiera eventuella förändringar i elhandelns organisation och reglering som skulle kunna bidra till en, från samhällsekonomisk synpunkt, bättre fungerande elmarknad. I rapporten diskuteras också Fabricius modell. Författarna stödjer sig på internationell litteratur och menar att modellen har en rad positiva egenskaper, till exempel minskade kostnader för överföring av mätvärden och slopat leverantörsbyte. Elanvändarna skulle också 19

20 betala för elen enligt prissättning som på ett bättre sätt speglar elproduktionens faktiska marginalkostnader, vilket troligen skulle öka elefterfrågans kortsiktiga priskänslighet och därmed minska behovet av dyr toppeffekt. Man menar dock att effektfrågan bör skiljas från frågan om hur elhandeln ska organiseras och att den föreslagna modellen har flera nackdelar. Framförallt skulle den varaktigt leda till reducerad konkurrens och ett mer begränsat utbud av alternativa kontrakt på elmarknaden. Konkurrensbegränsningarna skulle ge växande kostnader i framtiden. Speciellt med tanke på att konkurrerande elhandelsbolag kan spela en viktig roll när det gäller att utveckla produkter som konsumenterna efterfrågar. De kan också främja nyetablering av elproducenter. Moritz har i flera sammanhang diskuterat olika metoder som har föreslagits för att råda bot på eleffektproblem på den nordiska elmarknaden [7, 8]. Han menar att det finns en rad åtgärder som, förvånande nog, motverkar sitt syfte och leder istället till en högre effektbehov. En sådan återvändsgränd anser han vara till exempel styrning efter timpris och tidstariffer som ökar eluttagets samtidighet och leder till kraftiga effekttoppar när elpriset slår om till en lägre nivå. Han anser också att direkt laststyrning enbart lämpar sig för stora kunder med en deterministisk elförbrukning. Han slår fast att laststyrningspotentialen i elvärmda villor endast är 0,3 kw per hus (om temperaturen inte ska sjunka mer än 2 grader) och menar att detta skulle innebära att kostnaden för laststyrning är 10 gånger högre än kostnaden för ny elproduktion. De lösningar som Moritz förordar som möjliga att fungera i effekthushållande syfte är säsongstariffer (högre pris för vintermånaderna - rörlig del i både energi- och nätavgift), effekttariffer (avgift per uttagen kilowatt, baserat på medelvärdet av ett fåtal högsta effektuttag i månaden), energiskatt (baserad på elförbrukning under perioden december-februari) samt avlastning av elsystemet med hjälp av kombipannor och kraftvärmeverk (konvertering från elvärme till fjärrvärme). 2.5 Prissättningsformer Prissättning (tariffer) används av energiföretag som ett medel för att få betalt för sina tjänster och för att styra kunders elanvändning utifrån sina givna mål. Genom att variera morot/belöning (låga priser) och piska/straff (höga priser) under olika tider på dygnet, veckan och året kan en önskad förskjutning av eluttaget uppnås. Under förutsättning att kunderna upplever prissignalerna som tillräckligt starka. Det finns idag en mängd olika utseenden på tariffer och meningarna går isär om vilken utformning som är den bästa. 20

21 Tidsdifferentierad eltariff Ett vanligt system är att tidsdifferentiera tariffen, det vill säga att använda låga eller höga elpriser under olika tider på dygnet och året. Man försöker då som leverantör att få kunder att använda energin på ett för elföretaget fördelaktigt sätt. Det finns tariffer med höga avgifter ifall kunden överskrider en viss eleffekt. På så sätt försöker man genom tariffen begränsa eleffektuttaget i systemet för att undvika att köpa dyr topplast utifrån eller starta egen elproduktion i reservkraftanläggningar. En typisk tidstariff för elenergi kan ha följande struktur: högt pris måndag-fredag kl 6-22 från november till mars och lågt prisunder all övrig tid. Av ekonomiska skäl (kostnader för systemhantering) måste kunden oftast ha en viss nivå på elanvändningen, till exempel över kwh/år, för att tillåtas teckna ett avtal om tidsdifferentierad eltariff. Tarifferna utarbetas genom prognoser (vattentillgång, revision av kärnkraftverk, prisutveckling på elbörsen etc). Kunder kan teckna avtal på flera år, men med ett högre pris ju längre avtalstiden är. Tidigare tillämpades ofta olika energitariffer för olika kundkategorier. Det var vanligt med tidsdifferentierade tariffer för elvärmekunder, vilket kunde påverka förbrukningsmönstret och anpassa det bättre till elproduktionskostnaders variationer. Idag finns i princip inte någon differentierad prissättning alls till småkunder på elhandelssidan. Vissa nätägare erbjuder fortfarande tidstariffer (som en form av nättariff) men såväl utbud som efterfrågan på denna typ av prissättning har minskat. En kund kan idag oftast tjäna mer på att byta elleverantör än på att förändra sitt elanvändningsmönster. Effekttariff Effekttariff, det vill säga en prissättning med en särskild avgift för eleffektuttag, är ett sätt att anpassa prissättningen till verkliga kostnader. Elproduktionskapaciteten måste ju i varje stund motsvara den efterfrågan som skapas av elkundernas totala elbehov. Detta återspeglas framförallt i den eleffekt som kunderna begär, vilket förstås påverkar elpriset och förutsättningarna för elleveranser. Effekttariffens syfte är att anpassa elpriset till leveranskostnader samt göra kunden uppmärksam på eleffektproblematiken. Effekttariffen tillämpas idag av Sollentuna Energi AB för dess samtliga kunder (se vidare kapitel 3). Ett antal andra energiföretag, bl a Sala Heby Energi, testar tariffen på ett antal utvalda kunder. På Mälardalens Högskola har man i samarbete med Smedjebacken Energi AB fått fram ett simuleringsverktyg som möjliggör test av olika typer och strukturer av elprissättning [27]. 21

22 Dynamisk prissättning Till skillnad från tidigare beskrivna prissättningsmetoder, där priser är fasta och satta utifrån energibolags förväntade variationer av kostnader och efterfrågan, är dynamisk prissättning (dynamic pricing) baserad på momentant utbud och efterfrågan på elmarknaden. Det finns två huvudkoncept att konstruera dynamisk prissättning: momentan prissättning (på engelska real-time pricing eller spot pricing ) kritisk topp -prissättning (critical peak pricing) Momentan prissättning Prissättningen baseras på två antaganden: att den är effektiv, det vill säga att alla resurserna på elmarknaden utnyttjas optimalt och att den billigaste kombinationen av produktionsresurser är i drift, samt att kunder reagerar på prissignaler. Följande begrepp beskriver hur prissättningen är konstruerad [3]: prisnivå det pris som kunden betalar, intervall tiden mellan varje uppdatering av prisnivån, period ett antal intervall som utgör en helhet, varsel tid mellan prisangivelse och verkställande, revideringscykel tid mellan uppdateringar av prisnivåer. Det finns olika sätt att räkna fram prisnivåerna och hur ofta de ska uppdateras. Rent tekniskt kan priserna ändras var 5 minut men med tanke på kundernas möjlighet att agera är perioder på mellan en halv timme och tre timmar mer lämpliga [9]. Momentan prissättning kan finnas i flera olika varierande former, till exempel: Prissättning 1 dag i förväg (day ahead pricing) som innebär att elföretag skickar till sina kunder elprislistor för varje timme dagen efter [10]. Prissättning 1 vecka i förväg, men med prislistor vecka för vecka [9]. Kontrakt om kommande inköp där kunden förbinder sig att köpa en bestämd mängd elenergi vid en bestämd tidpunkt i framtiden [9]. Kombination av prissättning och direkt laststyrning [9, 11]. Det är viktigt att prissättningen utgör en länk mellan spotpriset och konsumentpriset. Momentan prissättning har både för- och nackdelar och argumenten för eller emot lyfts fram i debatten om energimarknaders framtida lösningar. Att denna typ av prissättning inte har fått större genomslagskraft förklaras med att det finns olika hinder i regelverket, ett stort motstånd 22

23 hos energiföretagen samt en tröghet hos kunderna. Erfarenheten visar också att en liten förändring av effektbehovet på 1 % kan reducera elpriset på marknaden med hela 10 %. Därför är experterna eniga om att elmarknaden kan vara konkurrenskraftig och fungera effektivt först när både försörjnings- och användningssidan svarar aktivt på marknadens villkor [12, 13]. Kritisk topp -prissättning Nya idéer till prissättning testas och utvecklas kontinuerligt. I Sverige undersöktes möjligheter till att göra kunder mer uppmärksamma på effektuttag samt kapa effekttopparna redan på 1980-talet, bland annat av Sydkraft inom projektet Toppkap [14]. Rosenfeld [15] beskriver liknande initiativ testade i Kalifornien i spåren av den omfattande energikris som denna delstat upplevde i början på 2000-talet. Studier har visat att bostadskunder har sänkt sitt effektbehov i genomsnitt med 1,5 kw (när elpriset tredubblats från 0,10 USD till 0,30 USD under 1 eller 2 timmar) mest tack vare höjning av temperaturnivå på termostaten till sina luftkonditioneringsanläggningar med 2 C. I ett svensk projekt genomfört inom Elforsks program Market Design testades under vintern 2003/2004 och 2004/2005 nya metoder och affärskoncept för att minska effekttoppar i elnätet. Studien genomfördes i samarbete med företaget Skånska Energi AB i Södra Sandby i Skåne [16] samt Vallentuna Energi AB. De höga elpriser som i vissa situationer kan förekomma på spotmarknaden signalerades till kunderna genom e-post eller sms-meddelanden på mobiltelefoner med en dags varsel. Enligt ett särskilt avtal med kunderna fick företaget under 40 timmar per år höja elpriset till 3, 5 eller 10 kronor per kilowatttimme. Kunderna kunde själva fatta beslut om att avstå från att använda mycket el under högprisperioden (oftast 2 timmar) och på detta sätt tjäna en viss summa pengar. Dessutom fick samtliga deltagande hushåll rabatt med 7,6 öre per kilowattimme på sitt ordinarie avtalspris. Denna rabatt säkrade att en kund som inte gjorde någonting alls när prissignalen kom ändå varken skulle vinna eller förlora på att vara med i försöket. Aktiva kunder däremot kunde i genomsnitt tjäna (spara) upp till kr (eller kr i Vallentuna) per år. Många av de medverkande hushållen har inbyggd flexibilitet i sitt uppvärmningssätt och kan skifta från el till exempelvis olje- eller fastbränslepanna. Förutsättning för att kunna genomföra dessa försök var att företagen investerade tidigare i ett fjärravläsningssystem med timmätning för sina kunder. 23

24 Preliminära resultat både från första och andra året visar att prissignaler av denna storleksordning kan få kunderna att reagera. Effektbehovet under försöksperioderna minskade med mellan 50 och 60 % inom bägge områden. Deltagande kunder visade förmåga (och vilja) att reducera effektbehov vid högpristillfällena. De har inte upplevt några betydande komfortförsämringar. Införandet av dynamisk prissättning kräver en utvecklad infrastruktur som fordrar omfattande investeringar, framförallt i ett fjärravläsningssystem som möjliggör timmätning (eller för ännu kortare intervall), direkt debitering och kundservice som passar denna typ av elprissättning. Denna metod är i viss mån belastad med osäkerheten huruvida prismeddelanden alltid når kunderna i tid samt huruvida kunden verkligen kommer att vidta åtgärder som leder till sänkt effektbehov. Här finns det förstås möjligheter att installera en teknisk lösning som kan reagera på inkommande prissignaler och ta över verkställandet av beslut om effektbegränsning. Moderna elektroniska fjärravlästa elmätare har idag dubbelriktad kommunikation och funktioner som kan användas för att styra installationer efter förinställda värden eller med hjälp av signaler som sänds av energiföretag. Denna installationstekniska möjlighet måste dock alltid vägas mot många privata kunders önskemål om förbättrad återkoppling som synliggör energianvändning, samt mot ofta uttalade krav på att behålla kontrollen över sina installationer och sin energianvändning hemma. Det är viktigt att det finns en overrideknapp även om den inte används. 3 Analys av en befintlig prissättning med effektavgift Den 1 januari 2001 fick nätkunder till energiföretaget Sollentuna Energi AB en ny eltariff som i nätavgiftsdelen innehöll en effektavgift. Sollentuna Energis nätbolag var först i Sverige med att införa denna typ av prissättning. För att förklara tariffens mening och betydelse föregicks tariffinförandet av en omfattande informationskampanj med broschyrer, flygblad och kylskapsmagneter riktade till kunderna [4] *. De tekniska förutsättningarna för att kunna införa det nya systemet för effektbaserad prissättning utgjordes av ett tidigare installerat fjärravläsningssystem som kontinuerligt samlar 1-timmes data hos elföretagets samtliga nätkunder i lägenheter, i villor och i radhus. * stora delar av detta kapitel baseras på referens [4] författad av Pyrko 24

25 Nätkostnaden består av grundavgiften som beror på mätarsäkringen, effektavgiften (och momsen). Det finns ingen överföringsavgift och halva den tidigare fasta avgiften (beräknad på säkringens storlek) är ersatt av en effektavgift som baseras på medelvärdet av de tre högsta separata 1-timmes effektuttagen under varje månad. Effektavgiften (inkl moms) var vid införandet (2001) 52,50 kr per kw och månad under vintern (november-mars), och 26,50 kr per kw och månad under sommaren (april-oktober). Efter två år, den 1 januari 2003, sänktes och differentierades effektavgiften ytterligare för att bättre anpassa tariffen till dygnsvariationerna hos kostnadsbilden i elnätet. Under perioden november-mars på vardagarna mellan kl 7 och 19 var den månatliga effektavgiften med moms 42,50 kr per kw. Under övrig tid var effektavgiften 23,75 kr per kw och månad. I november 2003 begränsades omfattningen av effektavgiften för att underlätta för kunderna att hålla reda på begreppen. För nuvarande, från och med 2004, debiteras effektavgiften utifrån medelvärdet av kundens tre högsta eleffekttoppar varje månad men endast under vardagarna mellan kl 7 och 19. Under övrig tid påverkas inte nätavgiften av eleffektuttaget. Genom effekttariffen, som i Sollentuna Energis fall endast ingår i nätavgiftsdelen, ska kunden betala för sitt effektbehov (i kr per kw). Dessutom betalar kunden elavgiften till sitt elhandelsbolag för den el som använts. Tanken med en effekttariff är att kostnaderna för nätet fördelas på ett mer rättvist sätt om kunden betalar för sin effektanvändning. Den som belastar nätet jämnare bör få lägre nätavgift än tidigare. För nätföretagets del skulle en fungerande effekttariff kunna leda till en sänkning av den abonnerade effekten vilket är en billigare lösning på effektproblemet än att investera i reservkraft eller i direkt laststyrning. 3.1 Utvärdering av prissättning med effektavgift I fyra och ett halvt år har man samlat erfarenheter och ett antal mindre utvärderingar av effekttariffen har genomförts. Företaget Sollentuna Energi har inte gjort någon detaljerad analys av resultaten men en grov gissning är att man i alla fall slapp öka den abonnerade effekten med omkring 5 % tack vare effektreduktionen sedan man införde effekttariffen. Det har visat sig att lägenhetskunderna har fått en höjning av nätavgiften med ca 4 % [17] (se även underkapitel 3.3). En TEMO-undersökning [18] som genomfördes hösten 2002 bland företagets cirka kunder visade att 78 % av de tillfrågade hellre ville betala för sin energianvändning än för sitt 25

26 effektuttag. Endast 8 % ville ha sin nätavgift baserad på effektuttaget. Anledningen till detta tycks vara att det är väldigt svårt för kunderna att förstå skillnaden mellan effekt och energi. De är vana att betala elräkningen i öre per kilowattimme och upplever det som knepigare att betala för använda kilowatt. Effektavgiften upplevs också av många som orättvis. Man frågar sig varför en kund som sparar el en hel månad måste straffas om det skulle bli tre kalla dagar som avgör avgiftens storlek. En del tycker att det är jobbigt att behöva tänka på en sak till när man använder el. Sollentuna Energi har blivit anmält till Energimyndigheten fyra gånger av kunder som tyckt att effekttariffen är allt för krånglig, dock aldrig fällts. Forskargruppen för effekthushållning vid LTH har genomfört en analys av effekttariffens inverkan på kunders kostnader och företagets lastförhållanden under tariffens första år i jämförelse med den förra tariffen [19, 20, 21]. Lastfaktorn, det vill säga kvoten mellan effektens medel- och maximivärde kan användas för att bedöma en förändring av lastförhållandena ju högre lastfaktor desto jämnare belastning i elnätet. Figur 3.1 visar Sollentuna Energis månatliga värden på lastfaktorn för år 2000 (med tidigare tariff) och 2001 (med effekttariff). En viss förbättring på mellan 2 % och 10 % uppnåddes i februari, april, maj, juni, juli och november. Här är det på sin plats att påminna att i februari 2001 fick eleffektbehovet i Sverige sin hittills högsta noterade topp på 27,0 GW. Sollentuna Energi överskred då sin abonnerade effekt (106 MW) med 6 MW. Om effekttariffen hade något inverkan och hur mycket toppeffekten annars Lastfaktor 1 0,9 0,8 0,7 0,6 Månatlig lastfaktor 2000 Månatlig lastfaktor ,5 0, Månad Figur 3.1 Månatlig lastfaktor för Sollentuna Energi med (2001) och utan effekttariff (2000) [21]. 26

27 skulle ha blivit med den gamla prissättningen är omöjligt att säga. En intressant fråga är hur prisbilden för olika typer av kunder förändrades efter införandet av effekttariffen. Tabell 3.1 visar en sammanställning över olika faktorer beräknade för fem slumpmässigt utvalda kunder i lägenheter, det vill säga med endast hushållsel utan eluppvärmning. Analysen av kundernas förändrade kostnader baseras på data från året 2001 och jämförs med beräknade värden av hur mycket kunden skulle ha betalat om den gamla tariffen från 2000 fortfarande gällde. Tabell 3.1 Resultat för lägenheter [21] Lägenhet Besparing (SEK och %) Högsta topp (kwh/h) Månatlig lastfaktor år 2000 och 2001 och förändring i % % A ,0 2,3 3,2 0,108 0,114 5,1 B ,0 4,0 3,0 0,201 0,195-3,0 C ,5 4,0 4,0 0,083 0,091 9,7 D ,5 2,6 3,1 0,166 0,147-11,0 E ,5 3,0 3,0 0,181 0,172-5,1 Samtliga undersökta lägenhetskunder har tjänat på den nya effekttariffen (mellan 10,5 och 18,0 %) Hos två av kunderna (A och C) förbättrades lastfaktor medan den försämrades hos de återstående tre. Bara en kund har reducerat sin högsta topp år En liknande analys för fem slumpmässigt valda villakunder med elvärme visas i Tabell 3.2. I detta fall har årliga kostnader också sjunkit för samtliga kunder (mellan 3 % och 10,5 %). Samtliga objekt har också förbättrat lastfaktorn. Tabell 3.2 Resultat för villor [21] Villa Besparing (SEK och %) Högsta topp (kwh/h) Månatlig lastfaktor år 2000 och 2001 och förändring i % % ,0 14,9 14,6 0,508 0,510 0, ,5 8,7 9,6 0,279 0,305 9, ,0 17,0 17,0 0,259 0,294 13, ,0 13,0 15,0 0,286 0,313 9, ,2 13,2 13,1 0,271 0,337 24,50 Det är intressant att se om det för Sollentunas kunder finns något samband mellan förbättringen av lastfaktorn och minskade kostnader. Figur 3.2 visar en sammanställning av 27

28 resultaten för de undersökta lägenheterna, villorna och radhusen där relativ förändring av lastfaktor ΔLF jämfört med året 2000: ΔLF = (LF 2001 LF 2000 )/LF 2000 uttrycks i förhållande till sparade pengar. 25 kund D 20 Besparing [%] kund 1 Lägenheter Villor Radhus Förändring av lastfaktor [%] Figur 3.2 Samband mellan förändring av lastfaktorn och minskade kostnader [20]. Det är uppenbart att det inte finns något samband mellan dessa två faktorer. De flesta kunderna har faktiskt förbättrat lastfaktorn men inte belönats i förhållande till sitt resultat: lägenhetskund D belönas mest trots att lastfaktorn är försämrad med 11 %; villakund 1 har förbättrat sin lastfaktor med hela 24,5 % men tjänar inte på det mest av alla. 3.2 Vattenfalls utvärdering År 2004 genomförde avdelningen för Elkraftteknik på Vattenfall Utveckling AB en analys av Sollentuna Energis erfarenheter från införandet av effekttariffer [22]. Projektets syfte var att analysera och jämföra kundernas (hushållens) elanvändningsmönster före och efter effekttariffens införande. Analysen baserades på tre kundgrupper á 20 kunder med mätarsäkringar 16 A, 20 A och 25 A. Som jämförbara vardagar valdes den 13 januari 2000 (före) samt den 15 januari 2001, 2002, 2003 och Dessutom användes i analysen den 2 januari 2002 och den 22 januari 2004, de två dagar då landets högsta effektbehov inträffade. Analysen kunde inte påvisa att det finns signifikanta förändringar i beteendemönstren hos kunderna. Effekttoppar som utgör grunden för effektavgiften förekommer oftast på morgonen kl 8-9 och på kvällen. Olika lösningar som skulle kunna ta över och automatisera bevakning av effektuttaget i hushållen (effektvakt, timer) borde tillämpas då manuell styrning har väldigt låg prioritet i familjernas vardag. Författarna menar att effekttariffen inte kan lösa 28

29 det nationella effektproblemet, eventuellt kan den minska behovet av effektreserver. Kunden kan tjäna 510 kr per år genom sänkning av sina tre högsta effekttoppar i månaden men den mest påtagliga vinsten finns hos det lokala nätföretaget i form av sänkta effektabonnemang mot överliggande nätägare och minskad risk för eventuella straffavgifter. 3.3 Företagets bedömning Enligt Sollentuna Energis egen bedömning har satsning på effekttariff gett en ungefärlig sänkning av effektbehovet med ca 5 %. Totalt bedöms hela satsningen på både fjärravläsning och effekttariff ha gett en total vinst på ca 2,9 miljoner kronor årligen [23]: Besparing på fjärravläsning Besparing på administration Effektreduktion 5 % Lägre nätförluster Systemkostnad Vinst Näteffektivisering Totalvinst 1,0 Mkr 0,8 Mkr 2,0 Mkr 0,9 Mkr 4,7 Mkr 3,3 Mkr 1,4 Mkr +1,5 Mkr 2,9 Mkr Sammanfattningsvis kan man säga att erfarenheten av denna typ av effekttariffer visar att: Effekttariffen justerar prissättningen mellan kundgrupperna, Totalt är införandet av effekttariff (tillsammans med fjärravläsning) lönsamt för nätbolag, Kunder kan ha svårt att förstå skillnaden mellan energi och effekt, Det är väldigt viktigt att kunderna förstår tariffens konstruktion varför effekttariffens införande måste stödjas av kundanpassad information, Tariffens struktur och prisnivå är viktiga om man ska uppnå betydande ändringar i kunders beteende. En ny utvärdering kommer att genomföras under av Forskargruppen för energihushållning i byggnader vid Lunds Universitet/LTH i samarbete med Sollentuna Energi AB. 29

30 4 Simuleringar och analys av effektbaserad prissättning Inom ramen för detta delprojekt har två studier om ny prissättning med effektbaserade avgifter för elkunder genomförts. Den första undersökningen avrapporterades under våren 2004 [17] och sammanfattas i följande underkapitel 4.1. Fortsatta analyser, med andra priskonstruktioner och deras inverkan på effektbehovets förändring och ekonomi, beskrivs i underkapitel Analys av effekttariff - examensarbete på Skånska Energi AB Simuleringarnas abonnentunderlag Simuleringar genomförda av von Knorring [17] på mätdataunderlag från Skånska Energi AB omfattar abonnenter, det vill säga de flesta av företagets kunder. Kunderna är uppdelade i säkringsgrupper: med 16 A, 20 A, 25 A, 35 A, 50 A, 63 A, 80 A, 100 A, 125 A, 160 A och 200 A mätarsäkringar. Kunder med 16 amperes säkring finns inom i tre grupper: grupp 16L för lägenheter, grupp 16A för kunder i småhus med elförbrukning under kwh/år samt grupp 16V för kunder i elvärmevärmda småhus med elförbrukning över kwh/år. Tabell 4.1 visar fördelning av antalet abonnenter per säkring och gruppernas totala elförbrukning. Tabell 4.1 Fördelning av elförbrukning enligt huvudsäkringens storlek och antal abonnenter per grupp Mätarsäkring Antal abonnenter Andel av det totala antalet abonnenter Säkringsgruppernas elförbrukning Andel av den totala elförbrukningen [A] [MWh/år] 16 (L) ,5% % 16 (A) ,5% % 16 (V) ,7 % % ,1 % % ,9 % % ,6 % % ,8 % % ,8 % % ,5 % % ,3 % % ,3 % % ,1 % % ,1 % % 30

31 Av tabellen framgår att fyra abonnentgrupper (16L, 16A, 16V och 20 A) utgör de största grupperna, omfattar totalt 90,8 % av kundantalet och använder 71 % av den totala levererade elenergin jan feb mars april MWh maj jun juli aug sept okt nov dec Figur 4.1 Skånska Energi Nät AB:s totala månatliga elöverföring år Fördelningen mellan elförbrukningen och antal abonnenter skiljer sig dock påtagligt. Till exempel 16 A-abonnenter som bor i lägenheter (grupp 16L) och som utgör ca 20 % av alla abonnenter, står endast för 3 % av elanvändningen. I småhus utan elvärme (grupp 16A) råder liknande förhållande - abonnenterna utgör nästan 25 % av kunderna men använder endast 8 % av elenergin totalt sett. Figur 4.1 visar företagets månatliga elöverföring under det analyserade året Befintlig nättariff Skånska Energi Nät AB:s nättariffer bestod 2003 av en fast avgift för säkringsabonnemang (se Tabell 4.2) plus en rörlig avgift på 14,9 öre per kilowattimme (18,6 öre/kwh inkl moms) samt de tre statliga avgifterna nätövervakningsavgift, elsäkerhetsavgift och elberedskapsavgift. År 2005 ökade den rörliga avgiften till 16,7 öre per kilowattimme (20,9 öre/kwh inklusive moms) och avgifterna (skatterna) var: nätövervakningsavgift 3,75 kr/år (3 kr + moms), elsäkerhetsavgift 6 kr/år (ingen moms), elberedskapsavgift 56,25 kr/år (45 kr + moms). Säkringsavgiften delas upp på årets månader beroende på antalet dagar. För en lägenhetsabonnent (med 16 A mätarsäkring och månatlig elförbrukning E) blir nätavgiften för t ex januari: nätavgift = 31 ( , ,25)/ ,149 * E [kr] 31

32 Tabell 4.2 Fast avgift (säkringsabonnemang) för Skånska Energi Nät AB:s kunder relativ säkringsnivån 16 A Mätarsäkring [A] Fast avgift S (utan moms) [kr/år] Fast avgift S (med moms) [kr/år] 16L (lägenhet) A (hushållsel) under 8000 kwh/år V (elvärme) över 8000 kwh/år (Figuren visar avgiften relativt säkringsnivån, 16 A = 1) L 16A 16V 20A 25A säkringsnivå (effekt) 35A 50A 63A 80A 100A 125A säkringsavgift 160A 200A Simulerade effekttariffens utformning Den simulerade effekttariffen bestod i likhet med den gamla nättariffen av två delar: en fast säkringsavgift (beroroende på mätarsäkringens storlek), en effektavgift (beroende på hur abonnenten belastar nätet). Effekttariffen (exklusive skatter och avgifter) antogs vara utformad enligt nedan: Φ = P a + s där : P = medelvärdet av abonnentens tre högsta effettoppar (inte är de tre högsta effektvärdena) för aktuell månad [kw], a = effektavgift [kr/kw] (kan varieras beroende på årstid och tid på dygnet) 32

33 s = säkringsavgift (beroende på mätarsäkringens storlek som utgör en naturlig effektbegränsning). Simuleringarna Som det redan nämnts omfattade simuleringarna abonnenter, det vill säga de flesta av Skånska Energis kunder, som var uppdelade i säkringsgrupper: för 16, 20, 25, 35, 50, 63, 80, 100, 125, 160 och 200 A mätarsäkringar. Simuleringarna genomfördes som prisjämförelser mellan en ny eventuell effekttariff och den då existerande nättariffen för de olika abonnentgrupperna. I simuleringarna ingick inte moms eller andra fasta statliga avgifter och skatter. Medelvärden för varje kunds tre högsta effekttoppar varje månad, som ligger till grund för prissimuleringarna, hämtades från Skånska Energis fjärravläsningssystem CustCom. Effektavgiften a varierade under året: högre värden under höglastmånaderna november till mars och ett lägre värden under låglastmånaderna april till oktober. Effektavgiften under låglastperioden halverades jämfört med höglastperioden. Simuleringarna genomfördes för fyra olika fall motsvarande fyra olika värden på säkringsavgiften s relativt den normala säkringsavgiften S: fall 1 s = S/2 (där S = normal säkringsavgift i nuvarande tariff) fall 2 s = S/3 fall 3 s = 0 fall 4 s anpassad så att skillnaden mellan effekttariffen och ordinarie nättariffen blev så liten som möjligt för varje säkringsgrupp. Prissimuleringarna gjordes månadsvis som nollsummespel för företaget då inte varit meningen att företaget skulle tjäna pengar på sina kunder genom införandet av en effekttariff. De konstanter a och s som ingår i effekttariffen har därför anpassats så att skillnaden mellan dagens nättariff och effekttariffen blir så liten som möjligt. För att kunna göra en bedömning av vad en kundanpassning till den nya tariffen, i form av minskat eleffektbehov, skulle rent ekonomiskt innebära för företaget genomfördes även prissimuleringar för följande fyra fall: A - ingen inverkan på abonnenternas effekttoppar B - hos de 10 % av abonnenter i gruppen som hade högsta effekttoppar minskades effektbehovet P med 10 % under höglastmånaderna (januari-mars, november-december) 33

34 C - motsvarande B, effektminskning 5 % D - motsvarande B, effektminskning 3 %. Slutligen analyserades ändringen av nätavgiften för en medelabonnent i varje säkringsgrupp vid införandet av en effekttariff jämfört med existerande tariff. Simuleringsresultat Fall 1 Säkringsavgift s = S/2 Effektavgiften a blev anpassat efter säkringsavgiften s = S/2. För att skillnaden mellan effekttariffen och den ordinarie nättariffen skulle bli så liten som möjligt gavs a följande värden: a = 73,00 kr/kw för perioden november mars, aa = 35,50 kr/kw för perioden april oktober Figur 4.2, 4.3, och 4.4 visar prissimuleringarnas utfall. Företagets intäkter skulle struktureras om då abonnenterna med de lägsta huvudsäkringarna (16L, 16A och 16V) skulle få en höjning av nätavgiften medan abonnenter med större säkringar skulle få en avgiftssänkning kr Figur L 16A 16V 20A 25A 35A 50A 63A 80A 100A 125A 160A 200A Skånska Energis intäktsskillnad för respektive säkringsgrupp under ett år vid införandet av en effekttariff jämfört med dagens nättariff. s=s/2 34

35 kr / år L 16A 16V 20A 25A 35A 50A 63A 80A 100A 125A 160A 200A s=s/ Figur 4.3 Den sammanlagda prisökningen under ett år för medelabonnenten i varje säkringsgrupp vid införande av en effekttariff kr jan feb mars april maj juni juli aug sept okt nov dec A B C D Figur 4.4 Fall 1 - Skånska Energis totala intäktsskillnad för fyra olika nivåer av effektsänkning vid införande av en effekttariff jämfört med den befintliga nättariffen. 35

36 Fall 2 Säkringsavgift s = S/3 Effektavgiften a blev anpassat efter säkringsavgiften s = S/3. För att skillnaden mellan effekttariffen och den ordinarie nättariffen skulle bli så liten som möjligt gavs a följande värden: a = 80,00 kr/kw för perioden november mars, aa = 39,50 kr/kw för perioden april oktober Som Figur 4.5, 4.6 och 4.7 visar innebär även denna sammansättning av effekttariffen att abonnenter med de lägsta huvudsäkringarna (16L, 16A och 16V) skulle få en avgiftsökning medan abonnenter med en högre säkring får en lägre nätavgift kr Figur L 16A 16V 20A 25A 35A 50A 63A 80A 100A 125A 160A 200A Skånska Energis intäktsskillnad för respektive säkringsgrupp under ett år vid införandet av en effekttariff jämfört med den befintliga nättariffen. s=s/3 36

37 kr / år L 16A 16V 20A 25A 35A 50A 63A 80A 100A 125A 160A 200A s=s/ Figur 4.6 Den sammanlagda prisökningen under ett år för medelabonnenten i varje säkringsgrupp vid införande av en effekttariff kr jan feb mars april maj juni juli aug sept okt nov dec A B C D Figur 4.7 Fall 2 - Skånska Energis totala intäktsskillnad för fyra olika nivåer av effektsänkning vid införande av en effekttariff jämfört med den befintliga nättariffen. 37

38 Fall 3 Säkringsavgift s = 0 Effektavgiften a blev anpassat efter säkringsavgiften s = 0. För att skillnaden mellan effekttariffen och den ordinarie nättariffen skulle bli så liten som möjligt gavs a följande värden: a = 95,00 kr/kw för perioden november mars, aa = 46,60 kr/kw för perioden april oktober Som Figur 4.8, 4.9 och 4.10 visar gav prissimuleringarna även i detta fall en ökning av nätavgiften för framförallt lägenhetsabonnenterna samt 16V och 20 A-grupperna. Intressant i detta fall är att abonnenterna i gruppen 16A (småhus med elanvändning under kwh/år) får en avgiftssänkning medan 20A abonnenterna får en avgiftsökning kr s = L 16A 16V 20A 25A 35A 50A 63A 80A 100A 125A 160A 200A Figur 4.8 Skånska Energis intäktsskillnad för respektive säkringsgrupp under ett år vid införandet av en effekttariff jämfört med dagens nättariff. 38

39 kr / år L 16A 16V 20A 25A 35A 50A 63A 80A 100A 125A 160A 200A s = Figur 4.9 Den sammanlagda prisökningen under ett år för medelabonnenten i varje säkringsgrupp vid införande av en effekttariff kr jan feb mars april maj juni juli aug sept okt nov dec A B C D Figur 4.10 Fall 3 - Skånska Energis totala intäktsskillnad för fyra olika nivåer av effektsänkning vid införande av en effekttariff jämfört med den befintliga nättariffen. 39

40 Fall 4 Säkringsavgift s = anpassad för varje säkringsgrupp Säkringsavgiften s blev anpassat efter effektavgiften a: a = 70,00 kr/kw för perioden november mars, aa = 35,00 kr/kw för perioden april oktober I detta fall är s anpassad så att skillnaden mellan effekttariffen och den ordinarie ska bli så liten som möjligt för varje abonnentgrupp. Tabell 4.3 och Figur 4.11 jämför de anpassade säkringsavgifterna i en tänkbar effekttariff med säkringsavgifter i den existerande tariffen. Värt att notera i detta fall är att 16 A-grupperna skulle gynnas mest - lägenhetskundernas avgift skulle sänkas kraftigt (92,8 %) - och att en omfördelning av kostnader skulle ske i grupperna A: för 125 A-abonnenter skulle säkringsavgiften höjas med 9,2 % från till kr/år medan 160 A-gruppen skulle få relativt lägsta avgiftssänkning. Tabell 4.3 Jämförelse mellan ordinarie säkringsavgift och effekttariffens säkringsavgift Huvudsäkring [A] Ordinarie säkringsavgift [kr/år] (exkl.moms) Effekttariffens säkringsavgift [kr/år] (exkl.moms) Sänkning av säkringsavgiften vid effekttariff [%] 16(L) ,8 16(A) ,5 16(V) , , , , , , , , , , ,3 40

41 L 16A 16V 20A 25A 35A Fast avgift kr/år 50A 63A 80A 100A 125A 160A Fast avgift anpassad 200A Figur 4.11 Jämförelse mellan de anpassade säkringsavgifterna i en tänkbar effekttariff och säkringsavgifter i den befintliga nättariffen. Figur 4.12 visar hur företagets totala intäkter från denna konstruktion av effekttariff (fall 4) skiljer sig från intäkterna från dagens ordinarie nättariff kr jan feb mars april maj juni juli aug sept okt nov dec A B C D Figur 4.12 Fall 4 - Skånska Energis totala intäktsskillnad för fyra olika nivåer av effektsänkning vid införande av en effekttariff jämfört med den befintliga nättariffen. 41

42 Resultatsammanställning Fall 1 4 Simuleringarna har visat att vid införande av en effekttariff med säkringsavgift baserad på dagens säkringsavgiftsnivåer skulle abonnentgrupperna med de lägsta säkringarna få en höjning av nätavgiften medan grupperna med de högsta säkringarna skulle få en lägre avgift, se Tabell 4.4. Framförallt skulle gruppen 16L (lägenhetskunder) få den största prisökningen. Då lägenhetskunderna är många skulle medelökningen i nätavgift bli ca 330 kronor för ett år. Däremot är abonnenterna med 125 A-säkring relativt få (se Tabell 4.1) och skulle få en sänkning av nätavgiften på ca kronor under ett år, vilket är den genomsnittligt största sänkningen av alla kundgrupperna. I det sista fallet 4, där säkringsavgiften s är anpassad så att kostnadsskillnaden mellan den nya effekttariffen och ordinarie nättariff blev så liten som möjligt för varje säkringsgrupp för sig (och vid nollsummespel för nätbolaget), skulle 16L-gruppen få den största procentuella avgiftssänkningen på 92,8 % (646 kronor per år) medan 125 A-abonnenter skulle få en avgiftshöjning på 9,2 %. Denna höjning kan rimligtvis förklaras med den interna fördelningen av elförbrukning och intäkter i grupper 100 A och 125 A (jämför i Tabell 4.1). Tabell 4.4 Resultatsammanställning för simuleringsfall 1 4 Simuleringsfall 1-4 Huvudsäkring s = S/2 s = S/3 s = 0 s = anpassad [A] 16(L) (A) (V) kostnadsökning kostnadssänkning +0 0 obetydlig ökning/sänkning (++ högst ökning) ( högst sänkning) 42

43 Studien sammanfattad i detta kapitel (4.1) har resulterat i följande slutsatser: 1. Effektbehovet inom detta geografiska område är väldigt temperaturberoende 2. Idag, med nuvarande eltariff, har abonnenter med höga säkringsnivåer en relativt högre fast avgift än abonnenter med en lägre säkringar, dvs det förekommer sponsring mellan abonnentgrupper 3. Införande av en effekttariff skulle innebära att abonnenter med en låg huvudsäkring (16, 20 A) skulle få en höjning av nätavgiften medan abonnenter med en större säkring skulle få en sänkning av nätavgiften 4. Effekttariff utan någon säkringsavgift skulle också innebära en ökning av nätavgiften för främst lägenhetskunderna medan den skulle innebära en sänkning av avgiften för främst 125 A-abonnenterna 5. Flera av Skånska Energis nätabonnenter skulle kunna byta sin mätarsäkring mot en lägre nivå 6. Det är oklart i vilken grad som effekttariff möjliggör sänkning av abonnerad effekt för nätföretaget - det tycks behövas kompletterande åtgärder (t ex laststyrning, effektvakt) 4.2 Simuleringar och analys av andra priskonstruktioner Effektavgiftens anpassning till säkringsavgiften Ytterligare simuleringsfall av samband mellan effektavgiften och säkringsavgiften (som nollsummespel för företaget) har genomförts baserat på nättariffens nya rörliga avgift som from den 1 januari 2005 höjdes till 16,7 öre per kilowattimme. Simuleringarna genomfördes som åtta olika fall motsvarande två extremvärden av säkringsavgiften s och fyra anpassade nivåer av effektavgifter under hög- (vinter) och lågprisperioden (sommar): fall 5 s = 0, a = max, aa = 0 fall 9 s = S, a = max, aa = 0 fall 6 s = 0, a = 2 aa fall 7 s = 0, a = 5 aa fall 8 s = 0, a = 10 aa fall 10 s = S, a = 2 aa fall 11 s = S, a = 5 aa fall 12 s = S, a = 10 aa Resultaten redovisas i Figur och Tabell 4.7 för fyra tänkbara fall av kundanpassning i form av sänkta effektbehovsnivåer: 43

44 1. effektbehovet P minskar med 10 % hos de 10 % av abonnenter i varje säkringsgrupp som har högsta effekttoppar under höglastmånaderna (november - mars) 2. motsvarande pkt 1 men effektsänkning 5 % 3. motsvarande pkt 1 men effektsänkning 3 %. 4. ingen inverkan på abonnenternas effekttoppar, effektsänkning 0 %. Fall 5 8 Säkringsavgift s = 0 Vid antagande att säkringsavgiften s tas bort helt och hållet från effekttariffen blir respektive simulerade effektavgifter a (november-mars) och aa (april-oktober) som det redovisas i Tabell 4.5. Om sommaravgiften bestäms vara lika med 0 kronor per kilowatt, ska vinteravgiften bli 153,21 kronor per kilowatt för att balansera företagets intäkter. Tabellen markerar också tre olika nivåer på effektavgiften, där avgiften a är 2, 5 och 10 gånger högre än sommaravgiften aa, för att i analysen se vilken inverkan som denna skillnad i prissignalen skulle ha haft på kundernas nätkostnader. Tabell 4.5 Effektavgift a och aa vid säkringsavgift s = 0, prisnivå 2005 (p = 0,167 kr/kwh) a aa kvot a/aa kr/kw kr/kw 153, ,00 12,57 138,70 13, ,60 25, ,00 31,61 100,67 50, ,70 74, ,00 88, ,81 a och aa kr/kw a/aa a aa Fall 5 Säkringsavgift s = 0, effektavgift (låglast) aa = 0, prisnivå 2005 Figur 4.13 visar intäktsskillnader per säkringsgrupp (effekttariff - ordinarie tariff) när säkringsavgiften s = 0 och effektavgiften a endast tas ut under höglastperioden (novembermars) med ett maximibelopp 153,21 kr per kilowatt baserat på ett medelvärde av månadens tre högsta timvisa effektuttag. En kraftig omläggning av intäkterna sker från höga säkringsnivåer till tre grupper - 16L, 16V och 20 A-kunderna som innebär en höjning av nätavgiften på 244, 219 och 143 kronor per år för respektive säkringsgrupp medan alla andra 44

45 säkringsgrupper skulle få en avgiftssänkning på mellan 96 kr för 25 A-säkring upp till 9146 kr per år (högst sänkning för 125 A-säkring, se Figur 4.14) kr/år L 16A 16V 20A 25A 35A 50A 63A 80A 100A 125A 160A 200A % effektsänkning 5 % effektsänkning 3 % effektsänkning 0 % effektsänkning Figur 4.13 Intäktsskillnad per grupp (effekttariff - ordinarie nättariff), pris 2005, s = 0, aa = L 16A 16V 20A 25A 35A 50A 63A 80A 100A 125A 160A 200A kr/år % effektsänkning 5 % effektsänkning 3 % effektsänkning 0 % effektsänkning Figur 4.14 Genomsnittlig förändring av nätavgiften per abonnent, pris 2005, s = 0, aa = 0. Fall 6 Säkringsavgift s = 0, effektavgift (höglast) a = 2 aa (låglast), prisnivå 2005 I detta fall skulle två säkringsgrupper 16L och 16V få en avgiftshöjning på 333 respektive 167 kr per år, grupperna 16A och 20 skulle få en obetydlig sänkning medan alla andra grupperna 45

46 skulle få en sänkning på mellan 252 och 7591 kronor per år A kraftigast (se Figur 4.16). Detta fall kan jämföras med tidigare presenterat fall 3 beräknat för prisnivå kr/år L 16A 16V 20A 25A 35A 50A 63A 80A 100A 125A 160A 200A % effektsänkning 5 % effektsänkning 3 % effektsänkning 0 % effektsänkning Figur 4.15 Intäktsskillnad per grupp (effekttariff - ordinarie nättariff), pris 2005, s = 0, a = 2 aa. kr/år L 16A 16V 20A 25A 35A 50A 63A 80A 100A 125A 160A 200A 10 % effektsänkning 5 % effektsänkning 3 % effektsänkning 0 % effektsänkning Figur 4.16 Genomsnittlig förändring av nätavgiften per abonnent, pris 2005, s = 0, a = 2 aa. Fall 7 Säkringsavgift s = 0, effektavgift (höglast) a = 5 aa (låglast), prisnivå 2005 I detta fall skulle tre säkringsgrupper 16L, 16V och 20 A få en avgiftshöjning medan alla andra grupperna skulle få en sänkning på mellan 175 och 8359 kronor per år (se Figur 4.18). 46

47 kr/år L 16A 16V 20A 25A 35A 50A 63A 80A 100A 125A 160A 200A % effektsänkning 5 % effektsänkning 3 % effektsänkning 0 % effektsänkning Figur 4.17 Intäktsskillnad per grupp (effekttariff - ordinarie nättariff), pris 2005, s = 0, a = 5 aa L 16A 16V 20A 25A 35A 50A 63A 80A 100A 125A 160A 200A kr/år % effektsänkning 5 % effektsänkning 3 % effektsänkning 0 % effektsänkning Figur 4.18 Genomsnittlig förändring av nätavgiften per abonnent, pris 2005, s = 0, a = 5 aa. 47

48 Fall 8 Säkringsavgift s = 0, effektavgift (höglast) a = 10 aa (låglast), prisnivå 2005 I detta fall 8 skulle igen tre säkringsgrupper 16L, 16V och 20 få en avgiftshöjning, gruppen 16A skulle få en obetydlig sänkning medan alla andra grupperna skulle få en sänkning på mellan 305 och 9646 kronor per år - kraftigast sänkning för 125 A även här (se Figur 4.20) kr/år L 16A 16V 20A 25A 35A 50A 63A 80A 100A 125A 160A 200A % effektsänkning 5 % effektsänkning 3 % effektsänkning 0 % effektsänkning Figur 4.19 Intäktsskillnad per grupp (effekttariff - ordinarie nättariff), pris 2005, s = 0, a = 10 aa L 16A 16V 20A 25A 35A 50A 63A 80A 100A 125A 160A 200A kr/år % effektsänkning 5 % effektsänkning 3 % effektsänkning 0 % effektsänkning Figur 4.20 Genomsnittlig förändring av nätavgiften per abonnent, pris 2005, s = 0, a = 10 aa. 48

49 Fall 9 12 Säkringsavgift s = S Vid antagande att säkringsavgiften s behålls i effekttariffen (s = S, dvs dagens säkringsavgift) enligt sin nuvarande struktur blir respektive simulerade effektavgifter a (november-mars) och aa (april-oktober) som det redovisas i Tabell 4.6. Om sommaravgiften bestäms vara lika med 0 kronor per kilowatt, ska vinteravgiften bli 85,80 kronor per kilowatt för att balansera företagets intäkter. Tabellen markerar också tre olika nivåer på effektavgiften, där avgiften a är 2, 5 och 10 gånger högre än sommaravgiften aa, för att i analysen se vilken inverkan som denna skillnad i prissignalen skulle ha haft på kundernas nätkostnader. Tabell 4.6 Effektavgift a och aa vid säkringsavgift s = S, prisnivå 2005 (p = 0,167 kr/kwh) a aa kvot a/aa kr/kw kr/kw 85, ,17 2,50 80,00 5,52 77,65 7, ,90 14, ,00 24,55 56,24 28, ,85 41,85 20,00 62, ,66 a och aa kr/kw a/aa a aa I samtliga simulerade fall sker en tydlig omfördelning av intäkterna från höga säkringsgrupper till de två lägsta grupperna 16L och 16A. Fall 9 Säkringsavgift s = S, effektavgift (låglast) aa = 0, prisnivå 2005 I detta fall skulle två säkringsgrupper 16L och 16A få en avgiftshöjning på 366 respektive 412 kr per år, grupperna 16V och 20 skulle få en obetydlig sänkning medan alla andra grupperna skulle få en sänkning på mellan 289 och kronor per år (högst sänkning för 200 A- kunder, se Figur 4.22). 49

50 kr/år L 16A 16V 20A 25A 35A 50A 63A 80A 100A 125A 160A 200A % effektsänkning 5 % effektsänkning 3 % effektsänkning 0 % effektsänkning Figur 4.21 Intäktsskillnad per grupp (effekttariff - ordinarie nättariff), pris 2005, s = S, aa = L 16A 16V 20A 25A 35A 50A 63A 80A 100A 125A 160A 200A kr/år % effektsänkning 5 % effektsänkning 3 % effektsänkning 0 % effektsänkning Figur 4.22 Genomsnittlig förändring av nätavgiften per abonnent, pris 2005, s = S, aa = 0. 50

51 Fall 10 Säkringsavgift s = S, effektavgift (höglast) a = 2 aa (låglast), prisnivå 2005 I detta fall skulle två säkringsgrupper 16L och 16A få en avgiftshöjning på 416 respektive 466 kr per år, gruppen 16V skulle få en obetydlig sänkning medan alla andra grupperna skulle få en sänkning på mellan 215 och kronor per år (se Figur 4.24) kr/år L 16A 16V 20A 25A 35A 50A 63A 80A 100A 125A 160A 200A % effektsänkning 5 % effektsänkning 3 % effektsänkning 0 % effektsänkning Figur 4.23 Intäktsskillnad per grupp (effekttariff - ordinarie nättariff), pris 2005, s = S, a = 2 aa L 16A 16V 20A 25A 35A 50A 63A 80A 100A 125A 160A 200A kr/år % effektsänkning 5 % effektsänkning 3 % effektsänkning 0 % effektsänkning Figur 4.24 Genomsnittlig förändring av nätavgiften per abonnent, pris 2005, s = S, a = 2 aa. 51

52 Fall 11 Säkringsavgift s = S, effektavgift (höglast) a = 5 aa (låglast), prisnivå 2005 I detta fall, med en starkare prissignal under låglastperioden, liknar resultatet fall 10 de två säkringsgrupper som har lägsta elanvändning per år 16L och 16A skulle få en avgiftshöjning, gruppen 16V skulle få en obetydlig sänkning medan alla andra grupperna skulle få en sänkning på mellan 173 och kronor per år (se Figur 4.26) kr/år L 16A 16V 20A 25A 35A 50A 63A 80A 100A 125A 160A 200A % effektsänkning 5 % effektsänkning 3 % effektsänkning 0 % effektsänkning Figur 4.25 Intäktsskillnad per grupp (effekttariff - ordinarie nättariff), pris 2005, s = S, a = 5 aa. kr/år L 16A 16V 20A 25A 35A 50A 63A 80A 100A 125A 160A 200A 10 % effektsänkning 5 % effektsänkning 3 % effektsänkning 0 % effektsänkning Figur 4.26 Genomsnittlig förändring av nätavgiften per abonnent, pris 2005, s = S, a = 5 aa. 52

53 Fall 12 Säkringsavgift s = S, effektavgift (höglast) a = 10 aa (låglast), prisnivå 2005 Resultatet i detta fall liknar fall 10 och 11 då de två säkringsgrupper som har lägsta elanvändning per år 16L och 16A skulle få en ännu högre avgift, gruppen 16V skulle få en obetydlig sänkning medan alla andra grupperna skulle få en sänkning på mellan 160 och kronor per år (se Figur 4.28) kr/år L 16A 16V 20A 25A 35A 50A 63A 80A 100A 125A 160A 200A % effektsänkning 5 % effektsänkning 3 % effektsänkning 0 % effektsänkning Figur 4.27 Intäktsskillnad per grupp (effekttariff - ordinarie nättariff), pris 2005, s = S, a = 10 aa L 16A 16V 20A 25A 35A 50A 63A 80A 100A 125A 160A 200A kr/år % effektsänkning 5 % effektsänkning 3 % effektsänkning 0 % effektsänkning Figur 4.28 Genomsnittlig förändring av nätavgiften per abonnent, pris 2005, s = S, a = 10 aa. 53

54 Resultatsammanställning Fall 5 12 Resultaten från simuleringsfall 5 12 sammanställda i Tabell 4.7 och 4.8 visar att beroende på nivån på säkringsavgiften förändras kostnadsbilden för kunderna, framförallt i de lägsta mätarsäkringsgrupperna. Om säkringsavgiften avskaffas helt och hållet och effektavgifterna a och aa anpassas därefter kommer omfördelning av kostnader att ske och kunderna i grupper 16L, 16V och 20 ampere kommer att få ökade kostnader, där gruppen 16L ska stå för den största procentuella höjningen. Den största sänkningen kommer däremot att gynna gruppen med 125 A säkring, vilket troligen har att göra med dagens förhållanden mellan antalet kunder per säkringsgrupp samt deras individuella elförbrukning och effektbehov för det simulerade företaget. Om säkringsavgiften kommer att behållas enligt dagens taxa flyttas brytpunkten neråt mot de lägsta säkringarna 16L och 16A som får ökade kostnader för nätavgiften gruppen 16A kommer att stå för den största nätprishöjningen. När det gäller skillnader i effektbaserad nätavgift beroende på att kunder eventuellt uppnår en effektsänkning på 3, 5 eller 10 % visar simuleringarna att denna differens (besparing för kunden) varierar från några hundra kronor till upp till kronor per år för de olika säkringsgrupperna (se respektive figur för varje simuleringsfall). Tabell 4.7 Resultatsammanställning för simuleringsfall 5-12: kostnadsökning (+) eller -sänkning (-) för kunder inom varje säkringsgrupp Simuleringsfall 5-8: s = 0 Simuleringsfall 9-12: s = S Huvudsäkring a = max, a = 10 aa a = 5 aa a = 2 aa a = max, a = 10 aa a = 5 aa a = 2 aa [A] aa = 0 aa = 0 16(L) (A) (V) kostnadsökning kostnadssänkning +0 0 obetydlig ökning/sänkning (++ högst ökning) ( högst sänkning) 54

55 Tabell 4.8 visar kostnadsökning eller -sänkning för en enskild kund inom varje säkringsgrupp beroende på tariffens struktur - dvs nivån på säkringsavgiften (s = 0, s = S/2, s = S) samt förhållandet mellan hög- och låglastavgiften (a och aa). Gröna fält markerar största förändring ur kunders perspektiv. För grupperna 16L, 16A och 16V innebär införandet av effekttariffen en ökning av nätavgiften. Gruppen 20 A ligger på gränsen mellan höjd och sänkt avgift beroende på förhållandena. Denna grupp samt grupp 25 A skulle gynnas mest av en halvering av dagens säkringsavgift samt en dubbel så hög effektavgift på vintern än på sommaren. Resultaten för säkringsgrupper A visar att deras högsta nätavgiftssänkning skulle inträffa vid helt slopad säkringsavgift och vid effektavgiftsförhållandet a/aa = 10. De två högsta säkringsgrupperna 160 och 200 A gynnas mest av halverad eller bibehållen nuvarande säkringsavgift samt en maximal effektavgift på vintern. Tabell 4.8 Resultatsammanställning: kostnadsökning (+) eller -sänkning (-) för kunder inom varje säkringsgrupp i kr/år s=0 s=s/2 s=s Säkring a=max a=10aa a=5aa a=2aa a=max a=10aa a=5aa a=2aa a=max a=10aa a=5aa a=2aa aa=0 aa=0 aa=0 16L A V A A A A A A A A A A effektavgift a - vinter, aa - sommar kostnadsökning kostnadssänkning bäst ur kundens perspektiv 55

56 Effektsänkningen skulle förstås i sin tur orsaka minskade intäkter för företaget. Tabell 4.9 visar en sammanställning över de potentiella förlusterna i kkr/år för de åtta simulerade fallen vid olika nivåer på en eventuell effektsänkning. Tabell 4.8 Minskade intäkter i kkr/år på grund av effektsänkning (för simuleringsfall 5-12) s = S s = 0 Effektsänkning aa = 0 a=10aa a=5aa a=2aa aa = 0 a=10aa a=5aa a=2aa % minskad intäkt aa = 0 a = 10 aa a = 5 aa a = 2 aa aa = 0 a = 10 aa a = 5 aa a = 2 aa % 5 % 10 % s = S s = 0 effektavgift Dessa minskade intäkter bör vägas mot eventuella besparingar som företaget kan uppnå tack vare sänkta abonnemangskostnader mot överliggande nät eller avvärjda straffavgifter som annars skulle kunna uppstå vid effektöverskridande. Dessa siffror presenteras i Tabell 4.10 för de i simuleringarna tillämpade effektsänkningsnivåerna (obs! se s 44 för definitionerna). Tabell 4.10 Kostnadssänkning [kkr/år] pga lägre abonnemangs- och straffavgifter (2005 prisnivå) Effektsänkning 10 % 5 % 3 % Abonnemangsavgift vardag (530 kr/kw) Straffavgift helg (254 kr/kw)

57 Jämförelsen visar att besparing som kan uppnås tack vare sänkt abonnemangsavgift inte på något sätt skulle kunna täcka bortfallet av intäkten medan avvärjda straffavgifter, särskilt när den abonnerade effekten skulle överskridas på en vardag, skulle kunna vägas mot intäktsbortfallet för flera av de simulerade fallen vid 3 och 5 procentig effektsänkning. De effektöverskridanden som drabbade företaget under senare år var på ca 2000 kw vilket motsvarar kr på en vardag eller kr under veckoslutet eller helg. Andra möjliga priskonstruktioner Ett antal andra eventuella prissättningar eller speciella villkor har prövats antingen av forskargruppen vid LTH eller av andra forskare. Nedan följer en kort sammanfattande diskussion av några idéer av prisstruktur med effektbaserade avgifter. a. pris för effektens medelvärde baserat på 3, 5 eller 10 dygnstoppar Det finns ingen signifikant skillnad för kunden utom en eventuell rättviseaspekt man straffas inte lika hårt vid priset beräknat på medelvärde av månadens 10 högsta toppar jämfört med 3 toppar, särskilt om man har råkat ha en enda kraftig topp under månaden. b. särskild effektavgift per uttagen effekt under riktiga toppar i nätet Denna modell fördelar kostnaden mellan kunderna och företaget och återspeglar elpriset vid höga effektuttag. Den mildrar effekten (för företaget) av eventuella straffavgifter vid överskridande av den abonnerade effekten mot överliggande nät och ger en kostnadsuppfattning för kunden. För den senare är det dock väldigt svårt att veta när toppen kan inträffa det behövs någon form av effekt- eller prissignal till användarna. c. prissättning med abonnerad effekt och straffavgift Denna modell för över hela straffavgiften på kunderna. För flera kunder sammanfaller dock deras högsta effekttoppar ytterst sällan med företagets totala toppar (låga överlagringsfaktorer). Användarna kan bli uppmärksammade på effektuttaget i hushållet och anpassa sina vanor därefter om de får en lämplig information om effektförhållanden. d. olika effektprisnivåer utöver grundpriset I denna modell är kontraktet utformat på ett särskilt sätt för varje kund beroende på belastningsmönstret. Priset varierar för olika nivåer av effektuttaget, enligt principskissen nedan. 57

58 pris 2 pris 1 grundpris Figur 4.30 Effektprisnivåer - principskiss. Prissättningen kan anses vara för krånglig då det är svårt att knyta en enskild användare till företagets totala lastkurva. I detta fall är momentan prissättning eller kritisk topp - prissättning mer lämpliga för både kunder och elföretag. 5 Direkt laststyrning - konsekvenser Direkt laststyrning utgör ett plötsligt ingrepp i en elanvändares beteendemönster. Den har också sina konsekvenser för både kunden och energiföretaget. Ur kundens perspektiv ska styrningen helst inte märkas, framför allt ska den inte leda till försämring av servicen eller komforten. I vissa sammanhang är dock kunderna villiga att göra en viss uppoffring. Därför är det viktigt att kunder har kunskap om och förståelse för vad laststyrning kan innebära i deras specifika situation. Detta kommer nämligen att forma deras attityder och uppfattning om elföretaget, vilket i sin tur har verkan på deras acceptans och vilja att delta i laststyrningsprogram. Ur elföretagets synvinkel finns det en väsentlig nackdel när man styr belastning hos sina kunder, nämligen den återvändande lasten. 5.1 Konsekvenser för elföretag Återvändande last Eleffektbehov som uppstår när belastningsstyrningen upphör kallas återvändande last (på engelska recovery load eller pay-back load ). Utseendet på denna del av en effektkurva 58

59 beror främst på hur mycket värmeenergi som styrts bort och förlorats under styrningen men också på hur många apparater som är inkopplade samt värmesystemets maxkapacitet. Om styrsystemet inte begränsar effektuttaget kommer strömuttaget att återkomma med hela effekten så fort styrningen upphör. Figur 5.1 visar ett exempel från ett småhus med styrd uppvärmning (direktverkande radiatorer). Efter 4 timmar av 100-procentig frånkoppling av värmen kommer den återvändande lasten tillbaka med en kraftig topp som är ungefär 4 gånger så hög som effekten strax före laststyrningen. Det tar också flera timmar för huset att ladda upp, det vill säga för att återfå förlorad energi, och komma tillbaka till samma effektnivå som före styrningen. Figur 5.1 Återvändande direktelvärmelast i ett småhus efter 4-timmars bortkoppling. Värmeförlusterna beror på utetemperaturen, vilket innebär att eldistributörens problem med både ökande effektbehov och återvändande last kan bli mera allvarliga vid sjunkande utetemperaturer. Kunden upplever däremot oftast en kortvarig komfortförsämring eftersom värmesystemen i våra hus brukar vara kraftigt överdimensionerade och snabbt återställer innetemperaturen genom att använda hela den installerade värmekapaciteten så fort laststyrningen är över. Det verkar som att husen, tack vare denna överdimensionering, lämpar sig bra för direkt laststyrning. Elföretag kan lösa problemen med den återvändande lasten genom att sprida tidpunkten för avslutad styrning av de aktuella objekten eller begränsa tillgänglig värmeeffekt även efter en genomförd styrning. Påkopplingen kan till exempel göras stegvis mellan olika hus. 59

60 5.2 Konsekvenser för elanvändare Komfort Innetemperatur Laststyrning av uppvärmningssystem kan förstås medföra förändring av innetemperaturen. Beroende på bortkopplingstiden, husets termiska egenskaper (tidskonstant) och klimatförhållanden (utetemperatur, sol, vind) kommer huset olika snabbt att tömmas på energi på grund av värmeförluster mot omgivningen, med innetemperaturens fall som följd. De flesta svenska hushåll (ca 80 %) föredrar innetemperatur på mellan 19 C och 21 C (i hela intervallet från 16 C till 24 C). Byggnadsreglerna föreskriver att den lägsta operativa temperaturen (se Ordlistan) ska vara lägst 18 C i bostads- och arbetsrum och 20 C i badrum. ISO standard 7730 rekommenderar en operativ temperatur på mellan 20 C och 24 C och Socialstyrelsen konstaterar att innetemperatur lägre än 16 C och högre än 28 C måste betraktas som sanitär olägenhet och därmed en hälsorisk [R9.4]. Avstängning av upp till 50 % av värmebehovet under upp till 6 timmar är gränsen när innetemperaturen faller till 16 C, vilket förmodligen skulle upplevas som oacceptabelt för en stor del av hushållen. Varmvatten Upplevelsen av en eventuell försämring av boendekomforten beror i stor utsträckning av de boendes vanor. Vanligtvis kan varmvattenberedaren vara avstängd under tämligen långa tidsperioder. I olika försök genomförda av forskare från LTH kunde varmvattenberedare stängas av helt under upp till 16 timmar utan att de boende märkte något. Om temperaturen på stillastående vatten är lägre än 50 C kan det förekomma risk för utveckling av legionellabakterier i vattensystemet. Detta torde dock inte vara något problem som är specifikt för just laststyrning av varmvattenberedare. I hus byggda efter 1994 finns det krav på att varmvattnet ska ha temperatur på lägst 50 C vid samtliga tappställen. I äldre hus gäller inte dessa regler, men enligt miljöbalken får vattensystemet aldrig vara hälsofarligt för de boende [R9.9] vilket måste förstås beaktas vid laststyrning av varmvattenberedare. 5.3 Kundrespons på laststyrning I våra direktlaststyrningsförsök genomförda i tio småhus i Södra Sandby i samarbete med Skånska Energi ingick en beteendevetenskaplig undersökning av kundernas upplevelser och 60

61 respons på laststyrning [2]. Resultaten från denna undersökning har sammanfattats av Kerstin Sernhed, framförallt i hennes licentiatavhandling [25]. Denna och andra publikationer [24] tar också upp frågan om vilka föreställningar och önskemål som kunderna har när det gäller prissättning. Analysen visar att hushållen tycker att effekttariffen är besvärlig att efterleva. Om man inte har någon form av en kontinuerlig indikering av elanvändning på ett strategiskt ställe i bostaden hur ska man då kunna veta när effekttoppar uppstår? Det är viktigt att tariffen är enkel att förstå och agera på. De flesta av hushållen i undersökningen tycker att det skulle vara möjligt för dem att jämna ut sin elanvändning men hushåll med många medlemmar har svårare att ha överblick och kontroll över effektuttaget. Man anser att vissa förändringar av effektbeteendet är tänkbara, till exempel: - - flytta användningen av tvätt- och diskmaskin - användning av torktumlare och torkskåp nämns som möjligt att flytta på - tariffanpassning av bastubad - avstängning av varmvattenberedare - ackumulatortank till det vattenburna uppvärmningssystemet För vissa hushåll är det också svårare att undvika samtidig användning av el på grund av tidsoch planeringsmässiga skäl, till exempel är matlagning helt omöjlig att flytta. Kunderna föreslår tre metoder som kan tillämpas av hushållen för att gardera sig mot höga effekttoppar: - att hushållsmedlemmarna får lära sig vad som drar mycket effekt och vara noga med att inte sätta igång många apparater samtidigt. - att hushållet installerar en effektvakt - att man vill ha någon form av effektmätare som visar effektuttaget i hushållet. En viktig faktor som hushållsmedlemmar vill hålla reda på är utetemperaturen. Sammanfattningsvis kan man konstatera att kunder inte förstår skillnaden mellan energi och effektbegrepp och att de aldrig eller ytterst sällan tänker på samtidig elanvändning i olika aktiviteter. De kopplar starkt effektproblematiken till energibesparing. Kunder vill gärna hjälpa till både sitt lokala elbolag och samhället även till pris av en komfortsänkning och uppoffring men har svårt att ställa upp när andra slösar. Det finns potential för beteendeförändringar men helst ska hushållen inte märka eller behöva tänka på någonting, varken vid 61

62 direkt eller indirekt styrning. Det är ett stort dilemma att samtidigt uppfylla krav på energianvändningens osynlighet (all ska bara fungera och ge komfort och funktion) och krav på återkoppling, medvetenhet och aktiv respons från kundens sida. Därför är det är väldigt viktigt med bra information till kunderna. 6 Prissättningens samspel med direkt laststyrning Indirekt laststyrning genom prissättning lämnar själva beslutsfattandet åt kunder. Kunderna kan tolka prissignalen på sitt sätt och agera beroende på egna förutsättningar, möjligheter och restriktioner. Frågan hur stor priselasticitet som är realistisk att uppnå vid varierande förhållanden är central i detta sammanhang. Eftersom tidigare uppnådda resultat är svåra att generalisera på nya områden och omständigheter och erfarenheten visar att elpriselasticiteten inte är särskilt hög i Sverige, bör den undersökas noga vid införandet av en effektbaserad prissättning. När det gäller privata hushållskunder har man konstaterat att benägenheten att ha kontroll över sin energianvändning ökar med graden av ägande av sin bostad samt med storleken på energiutgifter i förhållande till hushållets totala budget [33]. Å andra sidan, som det har nämnts tidigare, kan kunderna i vissa situationer vara villiga att gå med på en viss kortvarig komfortsänkning i syfte att klara av en ansträngd situation med hotande allvarliga konsekvenser i form av t ex strömavbrott. Kunskapen om hur kunderna kommer att reagera på den nyinförda prissättningen är viktig för elnätföretagen. Om man vet hur kunderna kommer att bete sig i vissa situationer kan denna kunskap utgöra grunden för riskbedömning och underlätta beslut om olika typer av åtgärder. Annars kommer man inte att lita på att kunderna överhuvudtaget svarar rätt på prissignalen och i sådana fall kommer att vilja gardera sig med extra ingripanden, t ex i form av direkt laststyrning. Bergström har i en studie genomförd på Sycon och Linköpings Universitet [11] jämfört effekterna av en traditionell direkt laststyrning baserad på vanliga eltariffer med de av laststyrning som bygger på momentan prissättning och dragit slutsatser att: indirekt laststyrning genomförd av kunderna själva och styrd av momentan prissättning kan generera oväntade effektbehovsprofiler och skapa problem varför direkt laststyrning är mer trygg för nätföretagen. om momentan prissättning införs hos kunder med egen styrutrustning kan laststyrning användas året runt och inte enbart under vinterperioden. 62

63 fördelar med momentanprissättning i samband med laststyrning beror endast på prisvariationer och inte på prisnivåer eller säsongsförskjutning. nätföretagen kan tack vare laststyrning sänka sina kostnader för abonnerad effekt gentemot överliggande nät samt undvika tunga investeringar i utbyggnaden av överföringskapaciteten. Tabell 6.1 visar en sammanställning där olika sidor av direkt och indirekt laststyrning jämförs med varandra. Tabell 6.1 Jämförelse mellan direkt och indirekt laststyrning [34] Direkt Indirekt Kräver extra installationer (kostnad) Ja Nej Ger ekonomiska incitament för kund Ja, oftast Ja Skapar återvändande last (ny topp) Kan förekomma Kan förekomma Effekten beror av kundens beteende Delvis Ja Kräver uppmärksamhet av kund Nej Ja Är beroende av yttre faktorer Utetemperatur Handlingsramar Kräver kundens medgivande Ja Nej Bidrar till komfortsänkning Ibland, beror på Ibland, beror på För närvarande ökar potentialen att införa effektbaserad prissättning och laststyrning både i Sverige och utomlands. Flera nätföretag i Sverige, påskyndade av lagstiftning, har redan fattat beslut om att installera nya fjärravlästa elmätare. Dessa system (AMR - Automated Meter Reading) arbetar med tvåvägskommunikation och innehåller en rad olika funktioner som kan aktiveras vid behov: mätning med olika intervall tariffbyte och prissignal effektbegränsning möjligheter att fjärrstyra mätaren fjärrstyrning av kundens utrustning fjärrövervakning av installationer information och statistik larm Den nya moderna mätutrustningen kommer att möjliggöra implementering av olika typer av laststyrning, både direkt och indirekt, samt utveckling av nya produkter och tjänster som kan 63

64 erbjudas till kunder. Erfarenheter från t ex Italien, där största elbolaget ENEL installerar nya mätare hos sina 30 miljoner kunder, är av intresse och värde för det utvecklingsarbete som för närvarande pågår på flera svenska nätföretag. 7 Slutsatser och anvisningar Projektets resultat sammanfattas i detta kapitel i form av slutsatser från de beskrivna undersökningarna. Det ges också vissa rekommendationer och anvisningar som anses vara av vikt ur företagsperspektiv när det gäller planering och införande av effektbaserad prissättning hos elkunder. Existerande effekttariff Analysen av erfarenheter av denna typ av effekttariffer (Sollentuna Energi AB) har visat att: Effekttariffen justerar prissättningen mellan kundgrupperna, Totalt är införandet av effekttariff (tillsammans med satsningen på fjärravläsning) lönsamt för elbolag, Kunder kan ha svårt att förstå skillnaden mellan energi och effekt, Det är väldigt viktigt att kunderna förstår tariffens konstruktion varför effekttariffens införande måste stödjas av kundanpassad information, Tariffens struktur och prisnivå är viktiga om man ska uppnå betydande ändringar i kunders beteende, Det installerade effektbehovet ökar ständigt i bostäder. Enligt företagets bedömning ger effekttariffen en ungefärlig sänkning av effektbehovet på ca 5 %. En ny utvärdering kommer att genomföras under i samarbete med Sollentuna Energi AB. Simuleringar av effektbaserad prissättning Figur 7.1 visar en resultatsammanställning från de simulerade fallen av nätavgiftsförändring beroende på dagens säkringsnivå och förhållandet mellan säkrings- och effektavgiften i tariffen. 64

65 Diagrammet visar tydligt att för alla tre 16 A-grupper skulle införandet av effekttariffen innebära en ökning av nätavgiften. Gruppen 20 A ligger på gränsen mellan höjd och sänkt avgift beroende på förhållandena. Denna grupp samt grupp 25 A skulle gynnas mest av en halvering av dagens säkringsavgift samt en dubbel så hög effektavgift på vintern än på sommaren. Den högsta nätavgiftssänkning för säkringsgrupper A skulle inträffa vid helt slopad säkringsavgift och effektavgiftsförhållandet a/aa = 10. Säkringsgrupperna 160 och 200 A skulle gynnas mest av halverad eller bibehållen nuvarande säkringsavgift samt en maximal effektavgift på vintern. Kr/år Säkringsgrupp 16L16A 16V 20A25A 35A 50A 63A 80A 100A 125A 160A 200A s= s=s s=s/2 a=max, aa=0; a=10aa; a=5aa; a=2aa Figur 7.1 Sammanställning av simuleringsresultat från fall 5-12 (s = 0, s = S) samt för s = S/2. För företagets del skulle en eventuell sänkning av kundernas effektbehov ge minskade intäkter, vilka å andra sidan bör vägas mot eventuella besparingar som företaget skulle kunna uppnå tack vare sänkt abonnerad effekt och/eller avvärjda straffavgifter för 65

66 effektöverskridande. Analysen visar dessvärre att sänkt abonnemangsavgift inte på något sätt skulle kunna täcka bortfallet av intäkten. Däremot avvärjda straffavgifter, särskilt när den abonnerade effekten skulle överskridas på en vardag, skulle kunna vägas mot intäktsbortfallet för flera av de simulerade fallen. Generellt sett har simuleringsstudierna resulterat i följande slutsatser: Med en effekttariff kommer abonnenter med en låg huvudsäkring att få en höjning av nätavgiften medan abonnenter med en större säkring får en sänkning av nätavgiften Effekttariff utan någon säkringsavgift skulle innebära en ökning av nätavgiften för främst lägenhetskunderna och en sänkning av avgiften för främst 125 A-abonnenterna Abonnenter med en hög säkring har idag en relativt högre fast avgift än abonnenter med en lägre säkring, dvs det förekommer sponsring mellan abonnentgrupper Flera av nätabonnenter (i detta fall hos Skånska Energi) skulle kunna sänka sin huvudsäkring Det är oklart i vilken grad som effekttariff möjliggör sänkning av abonnerad effekt för nätföretaget - det tycks behövas kompletterande åtgärder (t ex laststyrning, effektvakt) Rekommendationer Effekttariffens införande Prissättningen på elmarknaden borde på ett bättre sätt återspegla elproduktionens faktiska marginalkostnader samt nätföretagens kostnader. Priset per uttagen effekt torde vara en lösning för att öka elefterfrågans priskänslighet och därmed minska behovet av dyr toppeffekt. I samband med förberedelser för att uppfylla krav på mätningsbaserad debitering av bostadskunder investerar flera nätföretag i moderna fjärravlästa elmätare och system. Denna satsning möjliggör införande av effekttariffer. Kunderna utgör i detta fall en grupp som både är exponerad för påfrestning i samband med förändringar och som samtidigt är en viktig potential de flesta vill gärna sätta sig in situationen och till och med hjälpa till om de uppfattar att elföretaget eller samhället behöver det. Därför kräver införandet av en ny tariff, i detta fall en effektbaserad tariff, en gedigen, välgenomtänkt informationskampanj. Det är oerhört betydande för resultatet att syftet med effekttariffen förs fram till användarna redan från början. Skillnaden mellan 66

67 effekt och energi är viktig men oftast för svår att förstå och hålla reda på för de flesta kunderna. Därför är det kanske desto mer angeläget att kunderna får hjälp med att komma till insikt om hur samtidigheten i användningen av sina elapparater och installationer hemma kan påverka elräkningen att en jämnare elförbrukning kommer att sänka nätavgiften. Effekttariffens utformning Effekttariffen, som vilken annan tariff, bör vara enkelt utformad och lätt att förstå. Tariffens struktur och prisnivåer är viktiga om man ska uppnå ändring i kunders beteende. Tariffen kan förstås justeras i efterhand men gedigen kunskap om vilka konsekvenser som tariffen kommer att innebära för kunderna (olika kundgrupper) och företaget behövs för att undvika prova sig fram -metoden som kan skapa onödiga irritationsmoment och resultera i anmälningar till Energimarknadsinspektionen. Arbetet med effekttariffens konstruktion startas med analysen av belastningsförhållanden hos ett nätföretag, till exempel andel kunder med liknande belastningskurva och samma toppar som företaget totalt, andel kunder med regelbundna höga toppar i sitt belastningsmönster, kundgrupper med sällsynta toppar över en viss effektnivå som kan skapa effektproblem, belastningssammanlagring på nätstations- och områdesnivå. Det är också viktigt att uppdatera kundregistret med avseende på värmesystem och extra installationer som mjukelvärme, effektvakter etc. Den nya effekttariffen bör först testas på utvalda kundgrupper man bör dock rådslå med Energimyndigheten om huruvida en sådan lösning skulle vara möjlig enligt ellagen då samtliga kunder hos ett nätföretag bör ha samma eltariff. En tänkbar satsning som i hög grad lämpar sig i samband med införande av effekttariffen vore för ett nätföretaget att erbjuda sina abonnenter en effektvakt; tillsammans med tariffen skulle den antagligen betala sig på relativt kort tid både för företaget, som sannolikt skulle kunna sänka sin abonnerade effekt, och för kunderna, som på detta sätt skulle skyddas mot höga nätfakturor - en vinn vinn -lösning för båda parterna. Löpande återkoppling Flera undersökningar och studier har visat vikten av löpande feedback till energikunder under pågående åtgärder eller vidtagna förändringar. Möjligheten att jämföra sina resultat före och efter eller sina egna med andras är ofta avgörande när man vill uppnå varaktiga förändringar i energirelaterat beteendet. Effekttariffens införande bör därför stödjas av 67

68 kontinuerlig kundanpassad information. Marknadssegmentering bör ge fingervisning om hur olika kundgrupper kan nås och påverkas med tanke på olikheter i deras beteende, livsstil, informationskällor och referensramar. Mervärden Införande av effekttariff kräver (eller möjliggörs av) att nätföretaget har satsat på fjärravläsningssystem med 1-timmes mätningar. Därför bör också implementering av en ny prissättning ses som en del av utvecklingen av produkter och tjänster kopplade till det nya mätsystemet. En rad funktioner kommer att underlätta kundtjänstens arbete och ge besparing på administration. Ytterligare tilläggstjänster vid debitering, energistatistik, rådgivning, nätoptimering m m skapar nya möjligheter och mervärden för nätföretag och elabonnenter. 8 Fortsatta studier inom forskningsfältet De flesta undersökningarna inom detta område omfattas idag av ett gemensamt fält kallat Demand Response (DR). Studierna är oftast inriktade på antingen olika modeller för en lämplig prissättning eller diverse automatiserade system för laststyrning och effekthantering. Användaren ligger inte sällan i skymundan bakom elmätaren. Då vårt beteende och våra vanor har en avgörande effekt på hur vi använder energi och hur vi svarar på olika signaler från omgivningen, t ex elmarknaden, bör fortsatta studier framför allt inriktas på mänskliga dimensioner av Demand Respons. Forskargruppen för Energihushållning i Byggnader vid LTH har påbörjat ett samarbete med PIER Demand Response Research Center vid Lawrence Berkeley National Laboratory i USA. Ett första forskarutbyte har genomförts (tekn lic Juozas Abaravicius besökte LBNL under perioden april-juli 2005) och resulterat i ett gemensamt DR-projekt. Fortsatta studier inom forskningsfältet bör ta upp en rad frågor som är viktiga att besvara när det gäller effektproblematiken och demand respons både i bostäder och i lokaler. Flera experter ifrågasätter huruvida kunder i bostäder verkligen är intressanta i detta sammanhang. Verkligheten visar dock att den installerade effekten och effektuttaget ständigt ökar, även i bostäder som inte är beroende av eluppvärmning. I så fall är det viktigt att försöka begränsa samtidigheten i effektuttag. Frågan är dock hur begreppet effekt ska introduceras hos bostadskunder på ett pedagogiskt sätt? Fortsatta studier över elprissättning är angelägna. När priserna på elmarknaden baseras på effektbehov och tillgänglig kapacitet bör inte kunden 68

69 faktiskt också betala för sina effektuttag? Men likaså även få betalt för att avstå från att belasta nätet under vissa perioder. Kanske borde man också bättre belöna effektbegränsande utrustning hos kunderna? En snabb utveckling av nya produkter och tjänster på detta område är idag av stor vikt för nätföretag som investerar i nya mätsystem. 9 Referenser 1 Gellings, C. W, och Chamberlin, J. H.: Demand-side management: Concepts & Methods. The Fairmont Press, Inc., Abaravičius, Juozas: Direct load control in residential buildings. Considering technoeconomic and environmental aspects. Inst för Värme- och Kraftteknik, LTH. Licentiatavhandling LUTMDN/TMHP--04/7024--SE, Edvinsson, Mats: Load management. Inst för Elektronisk Systemteknik, CTH, Pyrko, Jurek: Eleffekthushållning i byggnader. 11 föreläsningar. Inst för Värme- och Kraftteknik, LTH. ISBN , Lund, Fabricius, Gunnar: Förslag till nytt steg i elreformen. Skrivelse till Riksdagens Närigsutskott Bergman, Lars och Amundsen, Erik S.: Hur bör elhandeln organiseras? En analys av den svenska elmarknadens regelverk. Elforsk, rapport 2004:10. Stockholm, Moritz, Bertil: Effekthushållning - Vad är inte möjligt? - Vad är möjligt? ERA nr 1-2, Moritz, Bertil: Effekttariff - hur ska den utformas? Sveriges Energiting, Eskilstuna David, A.K. och Li, Y.Z.: A comparison of system response for different types of realtime pricing. IEE International Conference on Advances in Power System Control, Operation and Management, Hong Kong, Ahlstrand, P.T.: Demand-side real-time pricing. Pacific Gas & Electric Company, Annual report Bergström, Ulrika: Traditional load management versus real-time load control. Sycon Energiteknik AB och Linköpings Universitet, Costello, Ken: An observation on real-time pricing: why practice lags theory. The Electricity Journal, Janury/February O Sheasy, Michael T.: Is real-time pricing a Panacea? If so, why isn t it more widespread? The Electricity Journal, December Sydkraft: Teknikstyrning av elanvändning. Rapport 1, Rosenfeld, Arthur H.: Advanced metering, dynamic pricing and demand response proceeding in California. Proceedings of the ECEEE 2003 Summer Study, Frankrike, Lindskoug, Stefan: Effektstyrning på användarsidan vid effektbristsituationer. Esselcon, juni

70 17 von Knorring, Mattias: Analys av en ny prissättning med effektkomponent för elkunder. Rapport LUTMDN/TMPH--04/5040--SE, Inst för Värme- och Kraftteknik, LTH, Fernström, Per och Mackhé, Åsa: Allmänhetens syn på energiavgifter, TEMOundersökning, Sollentuna Energi, hösten 2002, T-nr: Pyrko, Jurek: The Load Demand Component as a Parameter in Modern Electricity Tariffs. DistribuTECH Europe 2001, Berlin, november Pérez Mies, V.: Load Demand Tariff - Indirect Method to Control System Load Demand. Inst. för Värme- och Kraftteknik, LTH. Rapport LUTMDN/TMHP--02/5015--SE. 21 Pyrko, Jurek et al: Pay for load demand - Electricity pricing with load demand component. ECEEE 2003 Summer Study, Frankrike, Hedberg, Jan och Henfridsson, Urban: Utvärdering av effekttariffer hos Sollentuna Energi AB. Vattenfall Utveckling, rapport U 04:130, Andersson, Bo: Sju års erfarenhet av fjärravläsning och tre år med effekttaxa. Sveriges Energiting, Eskilstuna, 9-10 mars Sernhed, Kerstin; Pyrko, Jurek och Abaravicius, Juozas: Bill me this way! Customer preferences regarding electricity bills in Sweden. ECEEE 2003 Summer Study, Frankrike. 25 Sernhed, Kerstin: Effekten av effekten. Elanvändning och laststyrning i elvärmda småhus ur kund- och företagsperspektiv. Fallstudier. Inst för Värme- och Kraftteknik, LTH. Licentiatavhandling LUTMDN/TMHP--04/7025--SE, Motion till riksdagen 2003/04: Elmarknaden hindrar konkurrensen. 27 Wallin, F. et al: The use of automatic meter readings for a demand-based tariff. IEEE/PES Transmision and Distribution Conf. 2005: Asia Pacific. Kina. 28 Levy, R.: New Principles for Demand Response Planning. Report EP-P6035/C3047, EPRI, USA, Nilsson, Hans: IEA vill att kunderna ska råda bot på effektbrist. ERA nr 8, 2003, s Hein Nybroe, Malene och Togeby, Mikael: Demand Response - The forgotten half of competition. Elkraft System, Hirst, Eric, et al: Demand response: How to reach the other side. Electric Perspectives, sept 2002, s STEM. Energimarknad ET 2005:21, Energimyndigheten. 33 Pyrko, Jurek; Sernhed, Kerstin och Matsson, Peter: Preliminär debitering och mätperiodens längd. Inverkan på elanvändning hos enskilda slutanvändare. Inst för Värme- och Kraftteknik, LTH. Rapport LUTMDN/TMHP--02/3002--SE, Sernhed, Kerstin: Licentiatpresentation, december

71 10 Publikationer inom delprojektet Pyrko, Jurek: "The Load Demand Component as a Parameter in Modern Electricity Tariffs". DistribuTECH Europe 2001, Berlin, november Victoriano Perez: Load Demand Tariff - Indirect Method to Control System Load Demand. Inst för Värme- och Kraftteknik, LTH. Rapport LUTMDN/TMHP--02/ SE, Pyrko, Jurek; Sernhed, Kerstin; Abaravicius, Juozas och Pérez Mies, Victoriano: Pay for load demand. Electricity pricing with load demand component. ECEEE 2003 Summer Study, Frankrike. 4 Sernhed, Kerstin; Pyrko, Jurek och Abaravicius, Juozas: Bill me this way! Customer preferences regarding electricity bills in Sweden. ECEEE 2003 Summer Study, Frankrike. 5 Johansson, Per-Olof: Laststyrning i småhus fallstudier hos Skånska Energi AB. Inst för Värme- och Kraftteknik, LU-LTH. Rapport LUTMDN/TMHP--03/5025--SE, von Knorring, Mattias: Analys av en ny prissättning med effektkomponent för elkunder. Fallstudie på Skånska Energi AB. Inst för Värme- och Kraftteknik, LU-LTH. Examensarbete LUTMDN/TMHP--04/5040--SE, Sernhed, Kerstin: Effekten av effekten. Elanvändning och laststyrning i elvärmda småhus ur kund- och företagsperspektiv. Fallstudier. Inst för Värme- och Kraftteknik, LU-LTH. Licentiatavhandling LUTMDN/TMHP--04/7025--SE, Pyrko, Jurek: Direkt och indirekt laststyrning i samspel? Fallstudier. Inst för Energivetenskaper, LU-LTH. Projektrapport LUTMDN/TMHP--05/3017--SE,