Flexibiliteten på elmarknadens efterfrågesida hur kan potentialen hos små elanvändare aktiveras?

2002-09-27 Dnr 1 (47) Flexibiliteten på elmarknadens efterfrågesida hur kan potentialen hos små elanvändare aktiveras? Underlag för Svenska Kraftnäts utredning om effektbalansen 2002-10-01 STEM061 ver.w-1.0, 2001-10-16 Box 310 631 04 Eskilstuna Besöksadress Kungsgatan 43 Telefon 016-544 20 00 Telefax 016-544 20 99 stem@stem.se www.stem.se Org.nr 202100-5000

2002-09-27 2 (47)

2002-09-27 3 (47) Sammanfattning Denna rapport utgör ett underlag till Svenska Kraftnäts rapportering av regeringsuppdraget att utforma ett system som säkrar effektbalansen på både kort och lång sikt. Syftet är att bedöma hur system för att styra bort delar av elanvändningen för uppvärmning ska kunna bidra till effektbalansen. En elkund kan ha två skäl att vara beredd att påverka sin elförbrukning: För att hålla nere sina energikostnader För att hantera risker på en volatil elmarknad Det bör noteras att slutkundernas elförbrukning kan påverkas på olika sätt. På de flesta marknader finns det en priskänslighet hos kunderna som medverkar till att begränsa efterfrågan när priset stiger. Kortsiktigt är denna priskänslighet idag mycket begränsad när det gäller elanvändningen. Det gäller även de hushåll som kan växla mellan el och olja (eller ved) för uppvärmning i så kallade kombipannor. Tidigare har denna typ av kunder mött ett tvåprissystem i form av tidstariffer. Idag finns tidstariffer på nätsidan i minskande utsträckning. Kombinerat med ett fast pris på elenergin har de traditionella tidstariffernas styreffekt minskat. Under de senaste åren har det i allmänhet inte funnits något incitament för hushållen att utnyttja sin flexibilitet genom att växla mellan el och olja. Det har varit mer lönsamt att använda el året om. För denna kundkategori skulle en ökad flexibilitet kunna åstadkommas genom att kunden möter säsongs- eller dygnsvariabla elpriser eller tariffer. I det förra fallet skulle en manuell anpassning vara tillräcklig. Ett dygns- eller timvariabelt pris skulle i de flesta fall kräva en automatisk styrning. Denna redovisning har sitt fokus på system som innebär att kortsiktiga förbrukningsreduktioner kan köpas och säljas. Det innebär i allmänhet att kunden möter någon form av automatisk styrning. Elmarknadsreformen har förändrat förutsättningarna för förbrukningsbegränsande åtgärder både när det gäller stora och små kunder. I många fall är det inte kundens storlek som är avgörande utan andra förhållanden. En stor del av rapporten ägnas därför en genomgång av förutsättningar för förbrukningsbegränsande program för både större och mindre kunder på en konkurrensutsatt elmarknad. Erfarenheter från Sverige och andra länder redovisas kortfattat. Det finns en stor enighet om att en ökad flexibilitet på elmarknadens efterfrågesida är av avgörande betydelse för en effektivt fungerande elmarknad.

2002-09-27 4 (47) Trots detta finns det få exempel internationellt på väl fungerande förbrukningspåverkande program på en konkurrensutsatt elmarknad. Det pågår omfattande forskning och utveckling i Norge och USA. Inom IEA finns ett projekt, där Energimyndigheten deltar, som syftar till att ta fram riktlinjer för hur denna typ av program ska kunna fungera på en konkurrensutsatt elmarknad. Program för efterfrågeåtgärder riktade mot små kunder har traditionellt utformats som teknikstyrda program där eldistributören med hjälp av någon form av styrutrustning kan koppla bort viss förbrukning hos ett stort antal kunder. Bakgrunden har ofta varit ett behov av att kunna hantera begränsningar i näten. Ersättningen till kunderna har normalt utgjorts av en fast låg ersättning. En stor elanvändare behöver ofta göra ingrepp i produktionsprocessen för att kunna bjuda tillbaka effekt. Detta medför att effektneddragning ofta förutsätter mycket höga ersättningar vid aktivering. Är system för att styra bort effekt från elvärmda villor ett effektivt sätt att hantera effekttoppar? Så länge neddragning av effekt till hushållen inte leder till frysskador i hus eller allvarlig komfortförlust, är kostnaderna för hushållen av att kortsiktigt avstå från en del av sitt effektutnyttjande begränsade. Hushållen borde mot den bakgrunden vara en intressant målgrupp för effektreduktioner vid effekttoppar. Tekniskt finns väl utvecklade system för exempelvis styrning av varmvattenberedare (ger ca 0,7 kilowatt per hus), eller varmvattenberedare samt direktel (ger ca fyra kilowatt per hus) som har varit i drift i Sverige. Motsvarande system finns i andra länder. Dessa system förutsätter i sin ursprungliga form inte timvis mätning. Istället litar man till sammanlagringseffekter och lastprofiler som ger en tillförlitlig uppskattning av hur stora effekter som kan disponeras genom att trycka på knappen från ett kontrollrum. Ersättningen till hushållen har normalt varit en låg fast ersättning. Totalkostnaden per kilowatt har varit i samma storleksordning som kostnaderna för att hålla en gasturbin. Denna typ av system fungerade utan större problem före elmarknadsreformen. Systemen installerades i lämpliga nätområden. Samtliga kunder hade samma leverantör, och leverantören hade ett behov av att kunna påverka sin balans i extrema situationer. Med moderna teknik som GSM eller minicall behöver dessa typer av system inte begränsas till avgränsade nätområden. Med lämplig utrustning kan en aktör på detta sätt styra utspridda laster var som helst i landet. Efterfrågestyrning på en konkurrensutsatt elmarknad Förutsättningarna för denna typ av program har förändrats i och med elmarknadsreformen. Idag är i stort sett samtliga hushållskunder på den svenska marknaden schablonavräknade. Vidare gäller att flera leverantörer kan ha kunder i samma schablonområde. Om effektuttaget hos en grupp kunder styrs ner, kommer

2002-09-27 5 (47) samtliga leverantörer i området att kunna tillgodoräkna sig detta, inte enbart den aktör som har genomfört styrningen. Det krävs avancerat samarbete mellan flera aktörer och nya avräkningsmetoder för att korrigera detta. Motsvarande problem uppstår om nätägaren styr ner effekt i nätområdet. En konsultstudie har genomförts för att ge ett exempel på hur dessa frågor skulle kunna lösas med dagens regelverk. En avreglerad marknad innebär bland annat att risken för obalanser mellan förbrukning och tillförsel ökar, vilket i sin tur leder till kraftigare prissvängningar. Det kan leda till att synen på förbrukningsåtgärder förändras. Från att ha varit en ren leveranssäkerhetsåtgärd avsedd att aktiveras i kritiska situationer för systemet, diskuteras efterfrågeprogram alltmer som en resurs bland andra för att hantera de ekonomiska riskerna vid förbrukningstoppar. Detta leder till andra krav på ersättning från de medverkande kundernas sida och därmed även på större krav på verifiering av avsedd reduktion. Om syftet med att installera styrmöjligheter är att hantera enstaka effekttoppar, finns det inga fördelar med att styra bort effekt från elvärmekunder jämfört med att träffa avtal med kunder med större förbrukning. Kostnaderna för att installera styr- och kommunikationsutrustning i en elvärmd villa är av samma storleksordning som motsvarande installation hos en större användare med betydligt större potentialer. Om hushållskunderna timavräknas förbättras förutsättningarna för att utforma system som är tillfredsställande för alla parter. Det finns emellertid inte tillräckliga erfarenheter för att rekommendera att timavräkning införs exempelvis för alla elvärmekunder. Finns det något intresse hos aktörerna på elmarknaden att verka för en ökad flexibilitet på efterfrågesidan? För att system för ökad flexibilitet på efterfrågesidan ska komma till stånd krävs att det finns en incitamentsstruktur som gör det möjligt. Kundernas intresse har hittills i allmänhet varit svagt. Med stigande elpriser blir det intressant att optimera sin energianvändning. Stora prissvängningar kan leda till att elleverantören vill skjuta över delar av riskerna på kunderna. En början på en sådan utveckling kan man se när det gäller företagskunder. Även leverantörerna är kunder och har behov av nya riskhanteringsinstrument. Flexibilitet i förbrukningsledet är nödvändigt för att stabilisera prisbildningen på el vid höga förbrukningsnivåer. En mer flexibel efterfrågesida är därmed viktig för Svenska Kraftnät i sin roll som systemoperatör. Nord Pool har ett intresse av att risken för att det inte ska bildas priskryss vid effekttoppar minskar. Nord Pool har också ett intresse av att erbjuda marknaden sådana produkter som har förutsättningar att bli likvida.

2002-09-27 6 (47) De balansansvariga säljarna av el är skyldiga att planera sig i balans. Detta sker vanligen genom affärer på spotmarknaden på toppen. Vid effekttoppar kommer efterfrågan på toppeffekt att öka, vilket driver upp priserna. Den balansansvariga riskerar således att köpa extremt mycket el till extrema priser. Denna situation kan slå olika beroende på om säljaren ingår i en koncern med egen produktion. Detta beror bl.a. på att producenterna endast handlar på Nord Pool med nettot mellan produktion och försäljning. En säljare utan produktion i botten kommer därför att löpa en större risk. Dessa säljare borde därför ha ett intresse av att engagera sig i att utveckla efterfrågeåtgärder. Vid samtal med säljare har bland annat följande framkommit: Konkurrensen om större kunder är så stark att det inte finns utrymme för kreativa lösningar Kunderna har möjlighet att byta leverantör, vilket innebär att man måste räkna med mycket kort avskrivningstid på eventuella investeringar (mjuka och hårda). Marknaden befinner sig i en omställningsfas. Ägarbyten är vanliga. Under sådana förutsättningar koncentrerar man sig på basverksamheten Kunskapen om riskerna på marknaden finns oftast hos de organisationer som ägnar sig åt kraftanskaffning, medan säljsidan inte har den kunskapen och inte heller känner av riskerna. Osäkerhet om hur effektsituationen kommer att lösas. Pristoppar är en förutsättning för att efterfrågeåtgärder ska vara lönsamma. När det gäller hushållen saknas fungerande koncept Det finns emellertid även elhandlare med ett mer positivt synsätt som redan idag arbetar nära företagskunderna för att skapa incitament att följa spotprisets variationer. Nätägare har avtal, som möjliggör bortkoppling av främst elpannor med oljereserv, för att kunna hantera begränsningar i näten. Vissa nätägare kan även ha intresse av att hålla nere abonnemang mot överliggande nät samt av att undvika investeringar i nätet. Vidare gäller att nätägarna har den långsiktiga relationen till kunderna, har ansvaret för mätning och rapportering. I sista hand har Svenska Kraftnät rätt att beordra nätägare att koppla bort förbrukning om detta är nödvändigt för att upprätthålla driftsäkerheten i systemet. Detta skulle kunna innebära att det i vissa nät kan vara lönsamt att införa någon form av system för att styra laster. Om nätägarna börjar engagera sig i nya tariffmodeller och laststyrning på marknadsmässiga villkor kan det finnas ett behov av att se över regelverken på elmarknaden. Internationella erfarenheter Erfarenheter från Norge visar att det under vissa förutsättningar är lönsamt för nätägare att kunna laststyra kunder. Ett stort forskningsprojekt är inriktat på att styra så kallad allmän försörjning, dvs. mindre och medelstora kunder. Försök

2002-09-27 7 (47) som har gjorts att kunna styra hushållskunder visar att det är fullt möjligt men att det är lönsammare att styra elpannor, större lokaler osv. I de norska försöken har man inte hanterat de problem som uppstår till följd av schablonavräkningen. Sannolikt har försöken gjorts i huvudsakligen homogena områden där leverantör och nätägare ingår i samma koncern. Den norska systemoperatören, Statnett, har engagerat sig kraftigt för att skapa en flexibilitet på efterfrågesidan genom att skapa en optionsmarknad för reglerkraft, där bud om efterfrågereduktioner kan bjudas in på i princip samma villkor som produktionskapacitet. En försöksverksamhet pågår, där ett begränsat antal nätägare har givits möjlighet att erbjuda effekt i Statnetts upphandlingar. Dessa försök är intressanta. Förutsättningar i form av regelverk och incitamentsstruktur skiljer sig emellertid åt mellan Sverige och Norge. Det har inte funnits möjligheter att inom denna utrednings ram bedöma vilka förändringar som skulle krävas om liknande lösningar skulle etableras i Sverige. En viktig del i de norska försöken är att utforma något som kan kallas en aggregator. Små laster kan inte säljas vidare till Statnett eller till någon annan marknadsplats. Därför behövs en aggregator som samlar ihop och förädlar lasterna till lämpliga paket, som i sin tur kan aktiveras när marknadssignalerna är lämpliga. Utveckling och försök med internetbaserade programvaror pågår. Dessa är idag helt inriktade på Statnetts upphandlingar av reglerkraft, men planer finns på att utveckla dem för andra marknadsplatser. I USA driver branschforskningsinstitutet EPRI projektet Market Driven Demand Response. Projektet har sitt ursprung i erfarenheterna i de prissvängningar och kapacitetsproblem som uppstod på den delvis avreglerade amerikanska elmarknaden och som kulminerade med elkrisen i Californien. Erfarenheterna i USA bl.a. från Californien visar, att efterfrågeåtgärder har varit av avgörande betydelse för att bidra till att stabilisera marknaderna. Erfarenheterna visar också att de skulle ha kunnat få ett betydligt större genomslag om befintliga program hade varit mer flexibelt utformade. EPRI konstaterar, att avhoppsfrekvensen från traditionella laststyrningsprogram ökade dramatiskt när programmen kom att utnyttjas mer frekvent än tidigare. När syftet från leverantörens sida inte längre är att rädda systemet utan att tjäna pengar, vill kunden ha valfrihet och del i vinsten. I praktiken blir det en avvägning mellan kundens behov och kostnader för nya system. Det ideala systemet förutsätter avancerad mätning och rapportering och dynamisk prissättning. Ett exempel som redovisas är en modifierad tidstariff som tillämpas både för hushåll och för företag upp till 100 A. Utöver traditionell tidstariff kan leverantören vid behov sända ut en signal om extrempris. Kunden programmerar styrautomatiken i sitt hus med hänsyn till de olika priserna. Kunden kan när som

2002-09-27 8 (47) helst programmera om sin automatik. Detta exempel har varit framgångsrikt. Det är emellertid osäkert hur det skulle kunna tillämpas på en marknad där nätägare och leverantör är åtskilda. EPRIs framtidsvision är en optionsmarknad för efterfrågeåtgärder som kan utnyttjas för riskhantering på marknaden. Detta förutsätter att kunden får del i vinsten. EPRI menar att i framtiden kommer program för automatiserad effektstyrning med ekonomiska incitament att bli en form av service som kunderna kommer att efterfråga. Rätt utformade kan dessa program både lösa kundens intresse av att hålla nere sina energikostnader och leverantörens behov av riskhantering. Om kundens leverantör inte har behov av denna typ av riskhantering kan styroptionen säljas till någon annan. En optionsmarknad förutsätter nya aktörer och relationer mellan aktörer, samt nya typer av informationssystem. Optioner måste kunna köpas och säljas fritt. Det är angeläget att följa denna utveckling, liksom att följa utvecklingen i Norge. Slutsatser Hushållskunderna har en betydande flexibilitet men utgör inte nyckeln till effektfrågan inom överskådlig tid. Det är dock angeläget att utveckla nya incitament för att elvärmekunderna ska kunna påverka sin energianvändning på ett sätt som är både kostnadseffektivt för kunden och begränsar det maximala effektuttaget i systemet. Ser man till elmarknadens effektivitet i vid mening behöver åtgärder som främjar flexibiliteten på elmarknadens efterfrågesida ges en vidare inriktning och syfta till: Instrument för aktörer på elmarknaden att hantera risker inklusive effekt/pristoppar Instrument för aktörer på elmarknaden att utjämna lastprofilen Instrument för nätägare att hantera nätbegränsningar En möjlighet för kunderna att optimera sin energianvändning utifrån bland annat elprisets variationer En marknadsmässig utveckling av avtalsformer, infrastruktur, marknadsplatser, regelverk mm måste utgå från de delar av marknaden där den största lönsamheten finns, dvs. stora och medelstora kunder. När dessa förutsättningar har etablerats kan det förväntas att intresset växer för att utvidga marknaden i riktning mot mindre kunder. Det finns inte idag motiv för att kräva timavräkning av alla elvärmekunder för att skapa förutsättningar för dessa kunders medverkan i en marknad för effektreduktioner. Däremot kan det av andra skäl, främst av effektiviseringsskäl och för att skapa förutsättningar för kunden att påverka sina energikostnader, vara intressant att främja timavräkning där det i övrigt är lämpligt. När väl sådana

2002-09-27 9 (47) system finns på plats, finns förutsättningar för att införa olika former av dynamisk prissättning. Det förslag om månadsavläsning som Energimyndigheten har lämnat till regeringen kan ge förutsättningar för en korrekt avräkning av kunder med månadsrörligt elpris. Det är viktigt att följa den forskning och utveckling som pågår främst i Norge och USA och att närmare studera hur det svenska regelverket skulle kunna anpassas och en lämplig incitamentsstruktur skapas i Sverige/Norden som stöder en marknadsmässig utveckling av åtgärder för efterfrågeanpassning. Det är angeläget att genomföra försök med olika former av incitament för att stimulera hushållen till att anpassa sin elförbrukning med hänsyn till elprisets variationer. Elforsk kommer, genom programmet Market Design, där Energimyndigheten är delfinansiär, att starta ett projekt rörande små kunders flexibilitet. Energimyndigheten har också anslagit medel till ett projekt vid Mälardalens högskola om prismodellering och effekt av olika elprismodeller på elkonsumtionen.

2002-09-27 10 (47) Innehållsförteckning Sammanfattning... 3 Bakgrund... 11 Uppdrag... 12 Problem... 13 Vägar att kortsiktigt minska efterfrågan vid förbrukningsstoppar... 17 Internationell utveckling... 20 Norge... 20 USA... 25 Situationen i Sverige... 29 Före elmarknadsreformen... 29 Efter elmarknadsreformen... 32 Studier och projekt... 33 Möjligheter att styra hushållskunder... 34 Schablonavräkningen... 35 Timvis mätning... 35 Kundens incitament... 36 Laststyrning av schablonavräknade hushållskunder med elvärme... 37 Förutsättningar för olika kundkategorier... 40 Incitamentsstruktur och aktörer... 41 Mot en marknad... 44 Köpare... 44 Aggregator... 44 Att skapa en marknadsplats... 44 Utformning av program... 44 Optionsmarknad... 45 Effektstyrning eller ekonomiska incitament?... 45 Slutsatser... 46

2002-09-27 11 (47) Bakgrund Det finns en stor enighet om att en ökad flexibilitet på elmarknadens efterfrågesida är av avgörande betydelse för en effektiv elmarknad. Trots detta finns det få exempel internationellt på väl fungerande förbrukningspåverkande program på en konkurrensutsatt elmarknad. Det pågår omfattande forskning och utveckling i Norge och USA. Inom IEA finns ett projekt, där Energimyndigheten deltar, som syftar till att ta fram riktlinjer för hur denna typ av program ska kunna fungera på en konkurrensutsatt elmarknad. Eftersom en stor del av elanvändningen är temperaturberoende, kan perioder med sträng kyla leda till att elsystemet tidvis blir mycket hårt belastat. Detta avspeglar sig i extremt höga priser på spotmarknaden. Det finns också en risk för att tillförseln inte kan möta efterfrågan, dvs. att effektbrist uppstår. Huvuddelen av alla elkunder köper el till fast pris. Det betyder att de inte känner av prissignalerna på elmarknaden och därför inte heller har incitament att anpassa sin efterfrågan med hänsyn till priserna. Detta leder till att efterfrågan på el kan anses vara onödigt stor i situationer med hög belastning på systemet, vilket dels leder till att priserna kan bli högre än nödvändigt, dels att marknaden har svårt att hantera situationer med särskilt hög efterfrågan. Det är angeläget att skapa incitament som leder till att förbrukningstoppar kan mötas inte bara med ökad tillförsel av el utan även med minskad efterfrågan på el. Det bör noteras att slutkundernas elförbrukning kan påverkas på olika sätt. På de flesta varumarknader finns det en priskänslighet hos kunderna som medverkar till att begränsa efterfrågan när priset stiger. Kortsiktigt är denna priskänslighet mycket begränsad när det gäller elanvändningen. Det gäller även de hushåll som kan växla mellan el och olja eller ved för uppvärmning i så kallade kombipannor. Tidigare har denna typ av kunder mött ett tvåprissystem i f orm av tidstariffer. Idag finns tidstariffer på nätsidan. Kombinerat med ett fast pris på elenergin har de tratidionell tidstariffernas styreffekt minskat. Under de senaste åren har det i allmänhet inte funnits något incitament för hushållen att utnyttja sin flexibilitet genom att växla mellan el och olja. Det har varit mer lönsamt att använda el året om. För denna kundkategori skulle en ökad flexibilitet kunna åstadkommas genom att kunden möter nya former av säsongs- eller dygnsvariabla elpriser eller tariffer. I det förra fallet skulle en manuell anpassning vara tillräcklig. Ett dygns- eller timvariabelt pris skulle i de flesta fall kräva en automatisk styrning.

2002-09-27 12 (47) Denna redovisning har sitt fokus på system som innebär att kunden möter någon form av automatisk styrning. Uppdrag I slutet av år 2001 gav regeringen Svenska Kraftnät i uppdrag dels att kortsiktigt förstärka effektbalansen inför vintern 2001/2002 och dels att utforma ett system som säkrar effektbalansen både på kort och på lång sikt. Uppdraget grundas på regeringens uppfattning att kraftföretagen har ansvar för och förmåga att leverera el till sina kunder också under de kallaste vinterdagarna och att nya marknadsmekanismer behöver utvecklas för att elföretagen ska kunna ta detta ansvar på egen hand. En ökad flexiblitet på användningssidan är nödvändig om en långsiktigt god försörjningstrygghet ska kunna upprätthållas. En förutsättning för en sådan flexibilitet är att marknadsmässiga lösningar utvecklas, som ger de elkunder som har möjlighet att reducera sin förbrukning ekonomiska incitament att göra detta. Uppdraget skall enligt regeringens skrivelse genomföras i samråd med Statens energimyndighet och i samverkan med företrädare för branschen. Uppdraget skall redovisas till regeringen senast 2002-10-01 och ligga till grund för åtgärder som kan introduceras senast vintern 2003/2004. Frågställningen om ökad flexibilitet på användningssidan behandlas i två deluppdrag. Det ena avser flexibilitet i den elintensiva industrin genom projektet Industribud, där även Energimyndigheten medverkar, det andra avser flexibliteten hos mindre elanvändare. Denna rapport behandlar flexibililteten hos mindre elanvändare. Uppdraget har genomförts av Margareta Bergström, Statens energimyndighet. I Svenska Kraftnäts utredningsplan för uppdraget formuleras uppgiften för detta deluppdrag enligt följande: För att nå det stora antalet mindre förbrukare som småföretag och hushållskunder med särskilt fokus på elanvändningen för uppvärmning, är avsikten att förutsättningarna och lönsamheten för att etablera system och organisation för aktivering, mätning, avräkning mm av kundernas flexibilitet skall belysas. Bl.a. skall det prövas om nätföretagen bör ges en vidgad roll genom att även kunna hantera sina kunders uttagsreduktioner på ett affärsmässigt sätt i samspel med de företag som är direkt aktiva på elmarknaden. Svenska Kraftnät bedrev under 2001 en utredning som utmynnade i rapporten Metoder för att säkra effekttillgången på elmarknaden. I denna rapport sägs bland annat: För att nå ett större genomslag både hos större elförbrukare och i hushållsledet, främst på elvärmesidan, så måste även fasta kostnader bl.a. för etablering av aktiverings- och mätningsutrustningar beaktas. I det sammanhanget pekar

2002-09-27 13 (47) utredningen på den centrala roll som nätföretagen har genom sin fasta fysiska koppling till samtliga kunder. Om nätföretagen skulle kunna agera marknadsmässigt med sina nätkunders aggregerade effektbegränsningsförmåga i samverkan med de balansansvariga företagen så skulle ett flertal synergivinster kunna tas till vara. En anpassning och komplettering av den nuvarande ellagstiftningen i detta avseende föreslås bli behandlad i en vidare utredning. Problem För att det ska vara intressant att utveckla system som gör det möjligt att styra bort last vid förbrukningstoppar på ett marknadsmässigt sätt krävs inte bara att det är angeläget att kunna styra bort last. Det krävs också en lönsamhet. Investeringar i vid mening i system för att kunna styra bort last kräver en förväntan om att det finns tillräckligt många situationer då priset är högt. Följande bilder visar att förbruknings- och pristoppar hittills har inträffat sällan. Det finns en svag tendens att topplasten ökar. På en konkurrensutsatt elmarknad som den nordiska leder prissättningsmekanismen till att marginalerna i produktionssystemet blir mindre och att det blir svårt att finansiera toppeffekt. Detta kan väntas leda till att systemet oftare än tidigare närmar sig kapacitetstaket med risk för effektbrist och höga pristoppar till följd. Hur elpriset i topplastsituationer utvecklas beror delvis av hur frågan om effektreserverna löses. Det finns en betydande osäkerhet om såväl höjd som frekvens hos pristopparna i framtiden. Åtgärder för att styra bort effekt vid effekttoppar har att konkurrera med den produktionskapacitet som utnyttjas på marginalen, dvs. en gasturbin. I båda fallen uppstår fasta kostnader för att kunna etablera en effektkapacitet. En viktig fråga för lönsamheten är vem som finansierar de fasta kostnaderna. I dagens läge har Svenska Kraftnät i avvaktan på en långsiktig lösning av effektfrågan finansierat fasta kostnader för såväl produktion som förbrukningsreduktionsmöjligheter. De rörliga kostnaderna hanteras genom att reserverna bjuds in på Elspot. Ersättningsnivåerna ligger betydligt under kostnaden för att bygga en ny gasturbin. Endast stora förbrukare har kunnat uppfylla ställda krav. En framtida marknadsmässig handel med effektbegränsningar bör inte baseras på fasta ersättningar från Svenska Kraftnät. Den bör istället baseras på nyttovärden hos samtliga inblandade aktörer. Elförbrukningen timme för timme i ett elsystem kan beskrivas med en karaktäristisk så kallad varaktighetskurva. Nedan visas en kurva som gäller för år 2001. Extrem kyla inträffar statistiskt sett ungefär vart tionde år. En sammanlagrad varaktighetskurva för tio år skulle uppvisa en betydligt högre men i princip lika

2002-09-27 14 (47) smal topp. Varaktighetskurvans spetsighet innebär ett problem det är kostsamt att hålla produktionskapacitet för att täcka efterfrågan även under de högsta förbrukningstopparna. Före elmarknadsreformen fanns leveranssäkerhetskrav, som garanterade att tillräcklig produktionskapacitet fanns. Kostnaderna för detta togs ut över priset. På en avreglerad elmarknad har producenten svårt att få täckning för de fasta kostnaderna för anläggningar som kanske körs några timmar om året. Om denna topp ska täckas med produktionsanläggningar, väljs en anläggning med låga fasta kostnader. Ska en ny anläggning byggas, blir en gasturbin aktuell. Gasturbinens rörliga kostnader är så höga, att den inte kommer att köras annat än vid situationer då den normala produktionsapparaten inte räcker till. 30000 Load duration 2001 25000 20000 15000 10000 5000 0 MWh/h 1 489 977 1465 1953 2441 2929 3417 3905 4393 4881 Timmar 5369 5857 6345 6833 7321 7809 8297 8785 Figur 1. varaktighetskurva förbrukning år 2001

2002-09-27 15 (47) Lastutveckling Sverige 24 000 22 000 MWh/h 20 000 18 000 16 000 14 000 12 000 1996 1997 1998 1999 2000 2001 25 perc Median 75 perc 90 perc Figur 2. Lastutveckling under åren 1999-2001 Sett över flera år kan man se att toppförbrukningen har en svagt ökande trend. De flesta av dagens elkunder möter ett elpris som är fast över en mer eller mindre lång period, ofta minst ett år, och har därmed inga incitament att förändra sin förbrukning med hänsyn till variationerna timme för timme på Nord Pool. Det betyder att man kan utgå från att varaktighetskurvans struktur inte påverkas av de kortsiktiga variationerna på Nord Pool. Om många kunder till följd av en ändrad incitamentsstruktur skulle möta ett variabelt elpris och anpassa sin förbrukning med hänsyn till detta, borde detta på sikt att påverka varaktighetskurvan på så sätt att antalet timmar med hög förbrukning minskar. Det är emellertid inte sannolikt att kurvans karaktäristiska utseende kommer att förändras, eftersom det även finns motverkande tendenser. Det finns idag en tydlig trend i riktning mot minskande flexibilitet i uppvärmningssystemen, inte minst i småhusen. Många kombipannor är gamla och behöver bytas ut. Dessa kombipannor byts idag oftast mot värmepumpar. Dessa täcker inte hela effektbehovet kalla vinterdagar. I allmänhet installeras exempelvis en bergvärmepump med en elpatron som komplement. Detta leder till att effektbehovet blir särskilt högt under de tider då elsystemet är särskilt hårt ansträngt. I situationer då kraftsystemet närmar sig kapacitetsgränsen blir efterfrågekurvan på Nord Pool i det närmaste lodrät. Den marginella produktionskapaciteten kan då bjudas in till mycket höga priser. Om ett priskryss på Nord Pool uppstår vid dessa nivåer kommer detta att bli systempriset. Det finns också en risk för att priskryss inte uppstår. Det är således angeläget att öka lutningen på efterfrågekurvan. Då skulle producenternas möjligheter att ensamma sätta priset begränsas och risken för att priskryss inte uppstår minskar.

2002-09-27 16 (47) SEK/MWh 1500 1400 1300 1200 1100 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 2001 1 429 857 1285 1713 2141 2569 2997 3425 3853 4281 4709 5137 5565 5993 6421 6849 7277 7705 8133 8561 Timmar Figur 3. Prisvaraktighetskurva för år 2001 Ett företag som överväger att genomföra vissa åtgärder för att kunna sälja tillbaka effekt vid pristoppar på exempelvis minst 10 000 kr/mwh, finner att sannolikheten för att en sådan tillbakaförsäljning ska komma till stånd är mycket liten. Även om de investeringar som krävs är begränsade, kommer det att vara förenat med kostnader att vara beredd att dra ner effekten med annat än marginella volymer. Företaget kommer därför för att överväga dessa åtgärder att begära en fast ersättning som täcker kostnaderna för att ha den aktuella beredskapen. Det behöver således finnas en köpare som är beredd att stå för den kostnad som optionen effektneddragning kostar. Ett företag som överväger att investera i åtgärder för att kunna anpassa sin process till relativt vanligen förekommande pristoppar behöver däremot inte ställa samma krav på fast ersättning.

2002-09-27 17 (47) Fördelning av priser Antal timmar 7000 6000 5000 4000 3000 2000 2838 2432 6238 5672 3190 5050 1999 2000 2001 1000 0 248 0-99 100-199 65 177 180 12 37 9 15 45 3 3 14 0 3 7 1 0 5 0 3 2 0 0 4 0 8 14 0 4 1 200-299 300-399 400-499 500-599 600-699 SEK/MWh 700-799 800-899 900-999 1000-1999 2000- Figur 4. Fördelning av priser under åren 1999-2001 Som framgår av figur 4 har prisnivån ökat något de senare åren, men ökningen är inte tillräcklig för att det ska vara intressant för elintensiva företag att spekulera i att sälja tillbaka effekt utan att få en fast ersättning. Lutning på efterfrågekurvan uppnås genom att de bud som avser kraft till slutkunder görs prisflexibla 1. Detta är särskilt viktigt i situationer då systemet är nära sin kapacitetsgräns. Något förenklat gäller att för att en begränsning i efterfrågan hos en kund ska kunna påverka budgivningen på Nord Pool måste begränsningen vara känd av kundens leverantör. Det finns kunder som är utsatta för spotprisets variationer för delar av sina inköp. Många av dessa kunder använder emellertid mycket grova metoder för att anpassa sin förbrukning, eller anpassar sig inte alls. Det betyder att leverantören möter en stor osäkerhet när det gäller de aktuella kundernas förbrukning. Dessa kunders efterfrågeanpassningar kan därför inte i någon större utsträckning påverka budgivningen på Nord Pool. Vägar att kortsiktigt minska efterfrågan vid förbrukningsstoppar För kunder som inte är utsatta för spotprisets variationer är den metod som står till buds i en affärsmässig situation någon form av avtal om frivilliga 1 I det följande bortses från att budgivningen tekniskt kan tänkas utformas på olika sätt

2002-09-27 18 (47) förbrukningsbegränsningar, som kan aktiveras vid höga priser och/eller extrema driftsituationer. För att kunna påverka budgivningen på Elspot behöver dessa förbrukningsbegränsningar disponeras av någon aktör, som kan inkludera dem i sin budgivning. Om de bud som antas på Elspot eller en annan marknadsplats förutsätter att förbrukningsbegränsningar ska ske, kan information till kunden lämnas dygnet före driftdygnet. Avtal om förbrukningsbegränsningar kan även ingå i de störningsreserver och reglerresurser som upphandlas av Svenska Kraftnät och som aktiveras i det korta tidsperspektivet. Denna typ av avtal behandlas inte vidare här. Den fasta kostnaden för en gasturbin, dvs. den typ av produktionsanläggning som ligger på effektmarginalen i ett produktionssystem, kan uppskattas till ca 200 300 SEK per år och kilowattimme med normala avskrivningstider. En gasturbin har emellertid ett bredare användningsområde än förbrukningsreduktioner, genom att gasturbinen även kan användas för energiproduktion exempelvis under torrår. De fasta kostnaderna för att möjliggöra förbrukningsreduktioner bör därför vara lägre än kostnaderna för en gasturbin, dvs. inte överstiga 150-200 SEK per år och kilowattimme. I samband med investeringar för att möjliggöra efterfrågereduktioner krävs betydligt kortare avskrivningstider än för en gasturbin. Det är sannolikt att olägenheten att avstå från en del av sin elförbrukning vid enstaka tillfällen är mindre för ett hushåll än motsvarande olägenhet för ett företag som är beroende av el för sin produktion. Det innebär att de rörliga kostnaderna för att aktivera ett avtal om frivillig förbrukningsbegränsning med ett hushåll kan väntas vara lägre än motsvarande kostnader när det gäller ett företag. Eftersom det redan förekommer avtal om frivilliga förbrukningsbegränsningar mellan stora kunder och deras leverantörer och i vissa fall Svenska Kraftnät, bör frågan formuleras på följande sätt: Kan frivilliga förbrukningsbegränsningar hos små kunder, främst elvärmda hushåll, ske till lägre fasta kostnader än motsvarande begränsningar hos större kunder? Om så bedöms vara fallet, vilka förändringar krävs för att sådana frivilliga förbrukningsbegränsningar ska kunna realiseras? Den typ av efterfrågeanpassningar som är av intresse här kan betraktas som en form av optioner, som kan aktiveras under vissa omständigheter. De kan i detta sammanhang jämställas med produktionskapacitet. Tillgången på produktionsoptioner som kan utnyttjas vid topplastsituationer är begränsad och priset är högt eftersom utbudet är begränsat till de största producenterna. Det finns i dagens läge ingen öppen marknad för sådana optioner.

2002-09-27 19 (47) För att efterfrågeanpassningar ska kunna påverka prisbildningen måste det finnas en aktör som med tillräcklig grad av säkerhet kan förutse hur stor effekt en eller en grupp kunder kan avstå från att utnyttja under en viss tidsperiod: som svar på en styrsignal från aktören eller som svar på en prissignal I båda fallen kan responsen på signalen antingen tänkas ske manuellt eller med automatik. I det förra fallet gäller vidare att den aktuella aktören måste disponera rätten till den icke utnyttjade effekten. I det andra fallet är det den aktör som är ansvarig för att anskaffa kraft till kunden, som kan utnyttja en förväntad minskad förbrukning genom att minska sina inköp eller alternativt sälja sitt överskott av kraft. Olika former av avbrytbara leveranskontrakt är inte något nytt på elmarknaden. Stora industrikunder med flexibla processer har traditionellt erbjudits lägre elpris i utbyte mot rätten för leverantören att koppla bort last under vissa förutsättningar. Genom rundstyrningsutrustningar har distributörer i t ex villaområden under vissa förutsättningar kunnat koppla bort effekt till exempelvis varmvattenberedare likaså i utbyte mot rabatt på elpriset. Leveranser till elpannor i industri och fjärrvärme skedde tidigare till avbrytbara kontrakt, så kallad sekunda kraft. Förutsättningen var att kunden hade möjlighet att koppla in en oljepanna istället. Bortsett från den sekunda kraften som var reglerad på särskilt sätt, utnyttjades rätten till bortkoppling mycket sällan. Bortkopplingsmöjligheterna hängde i första hand samman med nätsidans behov. De då gällande kraven på leveranssäkerhet hanterades med produktionsreserver. Elmarknadsreformen har emellertid inneburit att det i vissa avseenden har blivit svårare att få till stånd avtal om efterfrågebegränsningar. Reformen har också medfört att incitamentsstrukturen har blivit mer splittrad. Det gäller särskilt de kunder som schablonavräknas, dvs. majoriteten av elkunderna. Energimyndigheten har eftersträvat att ta del av det utvecklingsarbete som pågår nationellt och internationellt inom området. Vidare har samtal förts främst med elhandlare. En studie har gjorts för att beskriva hur effektstyrning av småhus skulle kunna gå till utifrån dagens regelverk.

2002-09-27 20 (47) Internationell utveckling Energimyndigheten deltar sedan flera år i IEA-projektet Demand Side Bidding in a Competitive Electricity Market 2. Med Demand Side Bidding (DSB) avses en mekanism som möjliggör för elkunder som inte är utsatta för spotprisets variationer att ändå tjäna pengar på att anpassa sitt uttagsmönster. Mer specifikt innebär DSB att elkunder kan erbjuda en specifik reduktion av sin förbrukning vid en given tidpunkt i utbyte mot en specificerad inkomst. IEA-projektet syftar till att undersöka förutsättningarna DSB på dagens konkurrensutsatta elmarknader. Förutsättningarna för DSB varierar mellan olika länder. Avsikten är att komma fram till rekommendationer som är tillämpbara generellt. Bland de länder som har deltagit i projektet är det än så länge främst inom området systemtjänster som DSB förekommer idag. Den främsta orsaken till detta är att det behövs en tydlig köpare. För att sätta igång verksamheter som inte har förekommit tidigare krävs också investeringar. För att dessa ska komma att genomföras krävs en tillräckligt stabil marknad. Energimyndigheten har också, inom ramen för detta uppdrag studerat den utveckling inom området som sker dels i USA, dels i Norge. De amerikanska erfarenheterna är mycket intressanta. Samtidigt är det svårt att direkt omsätta amerikanska modeller till svenska förhållanden på grund av att marknaderna ser så olika ut. Även den norska utvecklingen bygger på specifikt norska förhållanden när det gäller incitamentsstrukturen. Det innebär att även om likheten mellan marknadens regler är stor, kan norska modeller inte direkt omsättas i Sverige. Norge I Norge har man under en lång tid förberett och utrett möjligheterna för efterfrågeåtgärder. De studier och försök som gjordes under 90-talet handlade i större utsträckning om att hitta lösningar som fyllde kraft- och/eller nätföretagens behov av kontroll av lasten. Senare års forskning och försöksprojekt har fokuserats mer kring att hitta marknadsmässiga lösningar, där även kundens intressen tillvaratas. Projekten har letts av SINTEF och EBL Kompetanse. I studien, Sluttbrukermarked, inom EFFEKT-projektet fann man att hela 30% av den totala belastningen i det norska kraftsystemet teoretiskt sett är flexibel i den meningen att förbrukning kan kopplas bort eller att förbrukningsmönster kan förändras under kortare perioder. En stor del av detta härrör från mindre 2 Deltagande länder: Storbritannien, Holland, Spanien, Finland, Norge och Sverige. Grekland har anmält sitt deltagande men inte lämnat något bidrag till arbetet.

2002-09-27 21 (47) förbrukare, s k allmän försörjning, innehållande såväl hushåll som offentliga byggnader (t ex skolor) och kommersiella fastigheter.

2002-09-27 22 (47) Lastkategori Bostäder, varmvattenbere dare Bostäder, uppvärmning* Kommersiella fastigheter, varmvattenbere dare Kommersiella fastigheter, uppvärmning och luftventilation* Kommersiella fastigheter, uppvärmning rumsvärme* Kommersiella fastigheter, elektrisk gatuvärme Effektpotential som funktion av utkopplingstid (MW) 0-15 min 30 min 1 h 2 h 4 h 8 h 750 750 750 750 750 0 1700 1700 1700 1100** 1100** 1100** 80 80 80 80 80 20 800 700 550 350** 350** 350** 1200 1200 540* 540** 540** 540** 150 150 150 150 150 150 * Potentialen bekrivs vid en utetemperatur av 10 grader ** Slutförbrukarna måste elda med andra energibärare för att uppnå normal komfort. För kommersiella fastigheter förväntas det att alla byggnader med vattenburen värme har möjlighet att använda andra typer av energibärare. Tabell 1. Teoretisk bortkopplingspotential i allmän försörjning som funktion av bortkopplingstid. Den teoretiska potential inom allmän försörjning, som först beräknades till cirka 4000 MW har senare omvärderats till 1750 MW, vilken anses mer praktiskt realiserbar. Av denna potential beräknas cirka 26% vara laster som endast klarar av kort utkopplingstid och dessutom ger vissa återkopplingseffekter. Resterande 74% kan kopplas bort under längre tid. I Norge har man sedan år 2000 aktivt arbetat med att integrera reduktioner på efterfrågesidan i reglerkraftmarknaden. Större industrienheter har avtalat med Statnett att mot en fast ersättning vara beredda att reducera sin förbrukning då Statnett så begär. Kostnaden för den säkrade volymen har i dessa auktioner hamnat i spannet 20 000 30 000 NOK/MW.

2002-09-27 23 (47) För mindre enheter, såsom hushåll och offentliga lokaler, är ännu inga fasta modeller för bortkoppling och ersättning etablerade. Flera försök har dock gjorts, där man har testat olika teknologier och incitamentslösningar. Den minsta volym som får bjudas in på reglerkraftmarknaden är 15 MW. Det innebär att man måste aggregera ett stort antal små laster för att kunna bjuda in de små elkundernas effektreduktionspotential på reglermarknaden. Att hantera många små laster i en samlad insats kräver mer avancerade system, både för teknisk styrning och för avräkning/ersättning, än vad som finns introducerade på bred front idag. Många av de senaste årens studier har därför inriktats på att identifiera nödvändiga rutiner, system, relationer och avtal för att potentialen i allmän försörjning ska kunna realiseras. I rapporten skisseras ett antal förutsättningar för att komma igång med effektreduktioner hos små elkunder: Balansansvarig 1. Utveckla kontrakt mellan balansansvarig och slutkund 2. Sälja in idén till slutkunder och arbeta upp en portfölj med önskad grupp slutkunder 3. Implementera teknologi för utkoppling av belastning hos slutkunder 4. Etablera rutiner för anmälan av utkoppling av belastning på reglerkraftmarknaden 5. Etablera rutiner för verkställande då Statnett så önskar 6. Etablera rutiner för avräkning och gottgörelse till slutkunder vid aktivering av reglerreserv Slutkunder 1. Ta emot generell information om möjligheten att sälja tillbaka effekt 2. Jämföra erbjudanden om olika avtal från olika aktörer på kraftmarknaden som agerar på reglerkraftmarknaden 3. Värdera om erbjudanden om reducerad nättariff kan vara ett alternativ till aktivt deltagande på reglerkraftmarknaden 4. Undersöka sina egna möjligheter att koppla bort last under minst 1 timme dagtid, företrädesvis i perioder med låg utomhustemperatur 5. Värdera principer och rutiner för ersättning vid aktivering 6. Ingå avtal med agent/balansansvarig 7. Installera mätare med timupplösning och styrutrustning som automatiskt kan koppla bort last från ett eller flera objekt I rapporten konstateras också att nyttan för slutkunden måste vara baserad på en relativt kortsiktig ekonomisk kalkyl. Eventuella investeringar och ingrepp bör sannolikt vara lönsamma inom högst tre år för att slutkunder ska vara motiverade att deltaga.

2002-09-27 24 (47) Testaktiviteter och försök med tidsdifferentierade nättariffer På flera platser i Norge har man gjort försök med att installera kommunikationsoch styrutrustning i hushåll i syfte att se hur det fungerar och hur funktionerna upplevs av hushållen. I exempelvis Lilleberget utanför Oslo fick nätägaren rätt att styra varmvattenberedare, vilket har gjorts utan att kunderna upplevt några egentliga olägenheter. Buskerud Kraftnett (tidigare Drammen Energinett) har genomfört ett storskaligt testprogram för mer än 30 näringsfastigheter och 1000 bostäder. Hushållen fick en reducerad nättariff i utbyte mot att nätägaren fick styra varmvattenberedaren. För näringsfastigheterna gavs en reducerad nättariff mot avtal om reduktion i maximalt uttag. Man räknar med att nå 10-14 MW under 2003. Kostnaden för detta är drygt 400 NOK/kW för näringsfastigheter och knappt 3000 NOK/kW för hushåll. Flera testaktiviteter har genomförts med timmätning och tidsvarierande nättariffer för att se vilka effekter detta får för energikonsumtionen hos både näringsidkare och hushåll. I ett test med 200 hushållskunder kunde man registrera en reduktion av maxeffekten på 4% och en reduktion av den årliga energiförbrukningen med 7%. Ett försök med tidsdifferentierad nättariff och timmätare för näringskunder gav en minskad energiförbrukning motsvarande knappt 3%. Följderna av den tidsdifferentierade nättariffen varierade mycket mellan olika verksamheter. Resultat från norska försök i skolmiljöer visar att man kan uppnå reduktioner under enstaka timmar som motsvarar 15-40% av det beräknade normaluttaget. De laster som kopplats ut i dessa försök är i regel uppvärmningssystem, elpannor o dyl. När lasterna åter kopplas in sker en temporär ökning i uttaget i förhållande till normalkurvan. Denna ökning har dock i samtliga fall visat sig vara mindre än föregående reduktioner 1. Några erfarenheter från testaktiviteterna är att: det är viktigt att slutförbrukarna förstår tariffen det är viktigt med en relativt stor prisskillnad mellan låg- och höglastpriser för att man ska uppnå betydande ändringar i beteende responsen på tidsdifferentierade nättariffer varierar kraftigt mellan olika kundgrupper tidsdifferentierade tariffer är mest effektiva i kombination med information och teknologi tidsdifferentierade tariffer har störst verkan på eftermiddagstoppen långsiktiga prissignaler är mer verkningsfulla än testtariffer Utrustning för effektreduktioner Det finns många olika teknologier som kan användas för att koppla bort förbrukning. De enklaste lösningarna består av ett relä som kopplar bort vald last medan mer avancerade lösningar kan styra effektuttaget i t ex ett hushåll med högre precision och även se till att effektuttaget vid återkoppling inte drar i

2002-09-27 25 (47) höjden. Även olika metoder att mäta förbrukningen har testats i försök i Norge. Vilken upplösning man tillämpar i mätningen avgör vilka kompensations- /ersättningsmodeller man kan använda för de kunder som aktiverar effektreduktioner och därmed också eventuellt hur stort långsiktigt intresse man kan finna hos slutkunderna att delta. Inom projektet Rasjonell informasjonshåndtering for kraftbransjen har man studerat vilka krav som ställs på informationssystemen för att realisera de potentialer man har funnit för effektreduktioner. Någon form av tvåvägskommunikation är en förutsättning för att de mest flexibla och avancerade systemen ska fungera. Man konstaterar att det i Norge är nätägaren som är den naturliga parten att ta hand om storskalig implementering av tvåvägskommunikation. Några skäl till detta är nätägarens: geografiska närhet till kunden permanenta förhållande till kunden ansvar för inhämtning och kvalitetssäkring av mätvärden intresse av att använda tvåvägskommunikation för mer rationell drift av elnätet Framväxten av Internet och tjänster på nätet har möjliggjort ett utökat utbud av tjänster med fokus på energimarknaden. En möjlig applikation på nätet är marknadsplatser för krafthandel. Med sin automatiserade struktur och tillgänglighet dygnet runt, lämpar sig Internet på många sätt för organisation av marknadsplatser. Framför allt vad gäller standardiserade produkter och lösningar. Internet fungerar också som en lämplig kanal för informationsspridning direkt till styrutrusning. Via en uppkoppling till Internet kan man med hjälp av t ex en E- box styra enskilda laster i hushåll eller i näringsfastigheter på avstånd utifrån marknadspriser eller information om för hög nätbelastning. USA Den volatilitet som uppstod på den amerikanska råkraftmarknaden med början under sommaren 1998 och kulminerade med elkrisen i Kalifornien under 2001, har medfört att den typ av laststyrnings program som har drivits av de amerikanska elverken sedan oljekriserna på 1970-talet, kom att utnyttjas på sätt som inte var förutsedda när de infördes. Behovet av att öka efterfrågesidans flexibilitet under de nya förutsättningar som hade kommit att råda med en delvis avreglerad, delvis reglerad elmarknad där huvuddelen av slutkunderna skyddas mot prissvängningar genom reglerade priser, ledde till att EPRI inledde ett omfattande arbete för att ta fram nya instrument för det man nu kallar Market Driven Demand Response.

2002-09-27 26 (47) De flesta av de efterfrågepåverkande program som används idag utformades för att fungera i relativt stabila marknader där energiföretagen ägde och kontrollerade all tillförsel och distribution. Även om det fanns prisfluktuationer på råvarusidan dämpades dessas effekter av långsiktiga kontrakt och vertikal integration. När dessa program började utnyttjas mer frekvent ledde detta till att många kunder hoppade av. De ansåg inte att de fick tillräcklig ersättning för den uppoffring de gjorde och de krävde möjligheter att påverka styrningen. Det är inte bara kunderna som vill ha större möjligheter att påverka. Energiföretagen möter nya utmaningar vilket kräver större flexibilitet. Generellt kan man tala om två olika huvudsakliga modeller för DR, dels en modell som baseras på ekonomiska styrmedel, dels en teknikbaserad modell. Den ekonomibaserade modellen utnyttjar tidsvariabla prisstrukturer för att påverka kunderna att ändra sin utrustningsmix eller sitt förbrukningsmönster. Eftersom kunderna kan värdera en viss tjänst högre en dag än en annan dag, är det inte givet att prisbaserade incitament ger samma resultat från dag till dag. Därför nedvärderar ofta energiföretagen prisincitament. Teknikbaserade system litar på kontrollsystem, timers eller annan hårdvara för att direkt påverka kundens förbrukningsmönster utan kundens aktiva medverkan. Energiföretagen har traditionellt betraktat teknikbaserade system som mer pålitliga eftersom de kan trycka på knappen och som resultat få den förväntade effekten på samma sätt som när man startar ett kraftverk. Den stora majoriteten av program är därför teknikbaserade. Dagens elektroniska marknader ökar enligt EPRI storleken och minskar varaktigheten för obalanser mellan tillgång och efterfrågan på el. Effektiva förbrukningspåverkande program måste därför vara på plats kontinuerligt och måste utformas för att snabbt svara upp mot marknadens behov. Enligt EPRI måste ett sådant program idag, för att vara effektivt, utformas enligt följande utgångspunkter: Många mål för att påverka kundernas förbrukningsprofiler: Det finns inte bara ett utan flera olika skäl för energiföretagen att vilja påverka sina kunders elanvändningsprofiler. Detta kräver en flexibilitet när det gäller efterfrågepåverkan. Väl utformade optioner ger kunderna möjlighet att göra informerade val och att skräddarsy sina åtgärder så att den enskilda kunden kan balansera energikostnader mot nyttan Prisincitament: Effektiva incitament är integrerade i kundens underliggande prisstruktur och erbjuder slutkundpriser som dynamiskt återspeglar marknadspriset för råkraft och/eller systemets operativa förutsättningar Avancerad mätning och kommunikation: Avancerad mätning och kommunikation är en nödvändig förutsättning för en effektiv prissättning till slutkunder, som länkar samman efterfrågeåtgärderna med