En rapport till Energimarknadsinspektionen

Insights. Delivered. Funktionskrav Mätsystem En rapport till Energimarknadsinspektionen 9 mars 2015 Projekt nr: 5470583000 Copyright 2015 Sweco Energuide AB

All rights reserved No part of this publication may be reproduced, stored in a retrieval system or transmitted in any form or by any means electronic, mechanical, photocopying, recording or otherwise without the prior written permission of Sweco Energuide AB. 9 mars 2015 29

Disclaimer While Sweco Energuide AB ( Sweco ) considers that the information and opinions given in this work are sound, all parties must rely upon their own skill and judgment when making use of it. Sweco does not make any representation or warranty, expressed or implied, as to the accuracy or completeness of the information contained in this report and assumes no responsibility for the accuracy or completeness of such information. Sweco will not assume any liability to anyone for any loss or damage arising out of the provision of this report. 9 mars 2015 29

Version and revision record Version Date Author Checked by Released by Version 1 9 March 2015 Magnus Lindén Tobias Jakobsson Martin Olin Niclas Damsgaard Niclas Damsgaard 9 mars 2015 29

Sammanfattning Energimarknadsinspektionen (Ei) har fått i uppdrag av regeringen att utreda och föreslå vilka funktionskrav som bör ställas på elmätare i framtiden. Ei ska särskilt analysera de funktionskrav som bör ställas för att underlätta information till kunderna, t.ex. för att svara på marknadens prissignaler där kunderna har enkel tillgång till mätuppgifterna, samt även andra funktioner som främjar en tillförlitlig och effektiv nätdrift, en minskad energianvändning och en ökad integration av lokal produktion. I uppdraget ingår att göra en kostnadsnyttoanalys av förslagen på nya funktionskrav på elmätare för den svenska marknaden. Uppdraget ska presenteras till Regeringskansliet (Miljö- och energidepartementet) senast den 4 juli 2015. Ei tog i slutet av 2014 fram förslag på 11 funktionskrav. Kraven definierades av Ei men utgår från EU-kommissionens rekommenderade minimifunktioner. Sweco har under januari och februari 2015, på uppdrag av Ei, genomfört kostnadsnyttoanalyser av de föreslagna funktionskraven för elnätsföretagens mätsystem. Syftet med kostnadsnyttoanalyserna är att identifiera, utvärdera och beskriva de merkostnader och tillkommande nyttor som de 11 funktionskraven skulle medföra för de svenska mätsystemen vid ett framtida införande. I analysen ska det även framgå vilken aktör som berörs av kostnaderna respektive nyttorna. Kostnadsnyttoanalysen ska också jämföra nuvärdet, i monetära termer, av de identifierade kommande kostnads- och nyttoströmmarna för att bedöma om funktionskravet totalt sett ger ett positivt eller negativt resultat. Förutsättningarna för införandet av funktionskraven bedöms ske genom en s.k. flytande implementering vilket innebär att funktionskraven enbart gäller nya mätare i takt med kommande mätarbyten. De kostnader och nyttor som tagits upp i kostnadsanalysen är de merkostnader respektive tillkommande nyttor som bedöms uppstå vid ett kommande införande av funktionskraven jämfört med om funktionskravet inte ställs. Nollscenariot i analysen är därför satt till en bedömd marknadsutveckling vid kommande byten av mätare. Vi har antagit att kommande mätarbyten kommer att innebära byten av hela mätsystemet (mätare, kommunikationsutrustning och insamlingssystem). Följande funktionskrav bedöms ge ett positivt resultat: Funktionskrav 1 Nära realtidsvärden till kund Detta funktionskrav är beroende av ett pågående standardiseringsarbete i branschen som förs inom ramen för Proaktivt forum. Om standardiseringsarbetet resulterar i en standardiserad fysisk kundport på mätarna är vår bedömning att funktionskravet kan ge ett positivt nuvärde. I det isolerade fallet där visualisering av elanvändning endast används för att möjliggöra energieffektivisering bedöms nettonuvärdet till minus 5 miljoner år 2017. Adderas möjligheten att styra kundanläggning på elnätstariff bedöms dock nettonuvärdet öka till 984 miljoner kr. Nettonuvärdet kan bli väsentligt större om en marknadsutveckling tar fart där olika aktörer skapar produkter baserat på kundens gränssnitt på mätaren, t.ex. styrning av uppvärmning baserat på effektvärden i nära realtid från mätaren. För att en sådan marknadsutveckling ska nå full potential med t.ex. möjlighet att styra 9 mars 2015 29

uppvärmning på spotpris bedömer vi dock att timavräkning behöver införas. Eventuellt kan dock merkostnader tillkomma utöver vad som beräknats i denna analys för att hantera integritetsaspekten av den fysiska porten (t.ex. införa nyckellösning). Funktionskrav 6 Avbrottsregistrering Baserat på den försumbara kostnaden för funktionskravet bedömer vi att nyttorna överstiger kostnaderna för detta funktionskrav. Värt att notera är dock att mätarna har en viss uppstartstid efter ett avbrott vilket kan påverka registreringen av multipla avbrott som infaller med kort mellanrum. En förutsättning för att nyttan med funktionskravet ska nå full potential är att kundanläggningarna kopplas om så att mätaren är spänningssatt även om kunden bryter anläggningen, detta antas i denna analys ske vid kommande mätarbyten p.g.a. kommunikationstekniska skäl för att säkerställa mätvärdesinsamlingen. Funktionskrav 8 Fjärruppgradering Att införa funktionskravet innebär i princip inte någon skillnad jämfört med idag eftersom majoriteten av befintliga mätsystem redan klarar funktionskravet. Funktionskravet bedöms därför inte medföra några merkostnader. Däremot bedöms det finns ett antal nyttor med stort värde primärt för att elnätsföretagen undviker kostsamma fältbesök. Nyttan överstiger därför kostnaderna med funktionskravet. Följande funktionskrav indikerar ett möjligt positivt resultat (ev. behov av ytterligare utvärdering) Vid behov bör kostnader och nyttor för dessa funktionskrav utvärderas mer detaljerat än vad som varit möjligt inom ramen för denna analys: Funktionskrav 3 Utökad mätdata Funktionskravet bedöms medföra ett antal potentiella nyttor, värdet av dessa är dock svåra att kvantifiera. Merkostnaderna med funktionen för mätaren bedöms som osäkra, det finns också en osäkerhet kring hur många mätare som förväntas uppfylla funktionen i nollscenariot, vi bedömer nuvärdet av merkostnaderna i form av behov av tillkommande mätarinvesteringar till mellan 0 och 48 miljoner kr år 2017. Vid behov bör dock ytterligare utvärderingar av nyttorna göras på en mer detaljerad nivå än vad som varit möjligt inom ramen för detta uppdrag. Funktionskrav 5 Timregistrering av mätvärden Kostnadsnyttoanalysen visar tydligt negativt resultat för timregistrering av mätvärden med månadsvis insamling, nettonuvärdet beräknas till minus 2,2 miljarder för år 2017. Det är framförallt elnätsföretagens löpande kostnader för insamling av timvärden enligt tidigare gjorda analyser som drar ner kalkylen. För kommande versioner mätsystem är det möjligt att de löpande kostnaderna är betydligt lägre, vilket skulle ge ett bättre resultat. Funktionskravet är en förutsättning för att timavräkning ska kunna införas. Med timavräkning bedömer vi att det finns potential för stora nyttor, bland annat i kombination med kundgränssnittet i funktionskrav 1 vilket möjliggör produkter inom t.ex. efterfrågeflexibilitet. 9 mars 2015 29

Funktionskrav 9 Fjärrpåslagning och fjärravstängning och 10 Styrel på kundanläggningsnivå Funktionskravet kräver brytarfunktionalitet på mätaren vilket många av de kommande mätarna bedöms bli utrustade med. Enligt våra antaganden förväntas nuvärdet år 2017 för tillkommande investering i brytare mellan 20 och 238 miljoner kr. Vår bedömning är dock att nyttorna inte överstiger kostnaderna med funktionskravet för elnätsföretagen. Om funktionskrav 9 kombineras med funktionskrav 10 styrel på kundanläggningsnivå finns det en möjlighet att de sammantagna nyttorna för de två funktionskraven överstiger de sammantagna kostnaderna. För att säkerställa detta bör dock en mer grundlig analys av nyttan med styrel på kundanläggningsnivå göras. Följande funktionskrav bedöms ge ett negativ resultat beroende på tidskrav om 2 minuters svarstid: I flera av funktionskraven återkommer ett specifikt krav om 2 minuters svarstid från mätarna, detta medför enligt många tillfrågade elnätsägare och mätsystemleverantörer ökade kommunikationskostnader. Funktionskrav 4 Fjärravläsning Utifrån den aktuella definitionen av kravet om att varje avfrågning ska besvaras inom 2 minuter är vår bedömning att kostnaderna överstiger nyttorna. Om kravet skulle specificeras med en mindre strikt formulering kring svarstiden skulle troligtvis kostnaderna minska avsevärt och kostnadsnyttoanalysen skulle kunna ge ett annat resultat. Funktionskrav 7.1 Avbrottslarm Mot bakgrund av merkostnaden för kravet om leverans av enskilda avbrottslarm inom 2 minuter bedöms kostnaderna för funktionskravet vara så pass höga att de enligt vår bedömning överstiger nyttorna. Bortsett från kravet på 2 minuters leveranstid har vi genomfört en kostnadsnyttoanalys baserat på antagna kvantifierade kostnader och nyttor, som resulterar i ett nettonuvärde för år 2017 för elnätsföretaget på minus 7 miljoner kr. En känslighetsanalys visar att nettonuvärdet varierar mellan minus 38 och plus 23 miljoner kr per år. Det finns dock ytterligare nyttor som inte har varit möjliga att kvantifiera. Om hänsyn även tas till det potentiella värde som en snabbare åtgärd av avbrott medför för kunderna, är bedömningen att nyttorna sammantaget överstiger kostnaderna. Vid behov bör detta dock utvärderas ytterligare. Funktionskrav 7.2 Larm vid nollfel och 7.3 Larm vid misstänkt fysisk åverkan Antalet larm bedöms vara relativt få och därför bedöms även nyttan med funktionskravet vara relativt liten. Beroende på leveranskravet på 2 minuter bedöms merkostnaderna för dessa funktionskrav vara omfattande. Vår bedömning är att nyttorna inte kommer att överstiga merkostnaderna. 9 mars 2015 29

Följande funktionskrav bedöms ge ett negativt resultat: Funktionskrav 2 Historisk mätdata i mätaren för kunden Kostnaderna bedöms överstiga nyttorna, teknisk lösning för kundens åtkomst till mätdata i mätaren bedöms vara alltför kostsam och nyttorna bedöms vara begränsade. Följande funktionskrav behöver specificeras ytterligare, kostnadsnyttoanalys ej genomförd: 7.4 Larm vid dataintrång Det har inte varit möjligt att bedöma vilken funktionalitet som ska ingå i funktionskravet och någon kostnadsnyttoanalys har därför inte kunnat genomföras. Funktionskrav 11 Säker datahantering och skydd från dataintrång Funktionskravet bedöms inte medföra någon förändring jämfört med dagens situation. Om funktionskravet ska medföra en förändring av kommande mätsystem behöver det specificeras ytterligare. Övriga kostnader Utöver kostnaderna för respektive funktionskrav ovan bedömer Ei och Swedac att deras arbete med att ta fram regelverk för funktionskraven sammantaget kommer uppgå till mellan 600 000 och 1 000 000 kr. 9 mars 2015 29

Innehållsförteckning 1 Inledning 10 1.1 Bakgrund 10 1.2 Syfte 10 1.3 Avgränsningar 10 2 Metod 11 2.1 Kostnadsnyttoanalys enligt EU:s rekommendation 11 2.2 Datainsamling 12 3 Definition ingångsvillkor - nuläge mätsystem 13 3.1 Beskrivning mätsystem 13 3.2 Aktörer med koppling till mätsystemen och funktionskraven 14 3.3 Nuläge funktionskrav 15 4 Antaganden 19 4.1 Definition nollscenario 19 4.2 Installationstakt kommande mätarbyten 19 4.3 Avkastningskrav 20 5 Preliminära funktionskrav mätsystem 22 5.1 Funktionskrav 1: Nära realtidsvärden till kund 22 5.2 Funktionskrav 2: Historisk mätdata i mätaren för kunden 38 5.3 Funktionskrav 3: Utökad mätdata 40 5.4 Funktionskrav 4: Fjärravläsning 47 5.5 Funktionskrav 5: Timregistrering av mätvärden 49 5.6 Funktionskrav 6: Avbrottsregistrering 57 5.7 Funktionskrav 7.1 Avbrottslarm 61 5.8 Funktionskrav 7.2 Larm vid nollfel 67 5.9 Funktionskrav 7.3 Larm vid misstänkt fysisk åverkan 69 5.10 Funktionskrav 7.4 Larm vid dataintrång 70 5.11 Funktionskrav 8: Fjärruppgradering 71 5.12 Funktionskrav 9: Fjärrpåslagning och fjärravstängning 73 5.13 Funktionskrav 10: Styrel på kundanläggningsnivå 77 5.14 Funktionskrav 11: Säker datahantering och skydd från dataintrång 81 6 Övriga kostnader och nyttor Ei och Swedac 82 7 Sammanfattad bedömning av funktionskraven 83 Appendix A - Intervjuer och enkäter 87 Appendix B - Källor 89 Appendix C - Preliminära Funktionskrav Mätsystem 90 9 mars 2015 29

1 Inledning 1.1 Bakgrund Energimarknadsinspektionen (Ei) har fått i uppdrag av regeringen att utreda och föreslå vilka funktionskrav som bör ställas på elmätare i framtiden. Ei ska särskilt analysera de funktionskrav som bör ställas för att underlätta information till kunderna, t.ex. för att svara på marknadens prissignaler där kunderna har enkel tillgång till mätuppgifterna, samt även andra funktioner som främjar en tillförlitlig och effektiv nätdrift, en minskad energianvändning och en ökad integration av lokal produktion. I uppdraget ingår att göra en kostnadsnyttoanalys av förslagen på nya funktionskrav på elmätare för den svenska marknaden. Uppdraget ska presenteras till Regeringskansliet (Miljö - och energidepartementet) senast den 4 juli 2015. Ei tog i slutet av 2014 fram förslag på 11 funktionskrav. Kraven definierades av Ei men utgår från EU-kommissionens rekommenderade minimifunktioner. Sweco har under januari och februari 2015, på uppdrag av Ei, genomfört kostnadsnyttoanalyser av de föreslagna funktionskraven för elnätsföretagens mätsystem. 1.2 Syfte Syftet med kostnadsnyttoanalyserna är att identifiera, utvärdera och beskriva de merkostnader och tillkommande nyttor som de 11 funktionskraven skulle medföra för de svenska mätsystemen vid ett framtida införande. I analysen ska det även framgå vilken aktör som berörs av kostnaderna respektive nyttorna. Kostnadsnyttoanalysen ska också jämföra nuvärdet, i monetära termer, av de identifierade kommande kostnads- och nyttoströmmarna för att bedöma om funktionskravet totalt sett ger ett positivt eller negativt resultat. 1.3 Avgränsningar Kostnadsnyttoanalysen behandlar enbart elmätare upp till och med 63A. innehåller inte detaljerade tekniska beskrivningar eller lösningar. Analysen 9 mars 2015 29

2 Metod 2.1 Kostnadsnyttoanalys enligt EU:s rekommendation Denna kostnadsnyttoanalys har utgått från EU-kommissionens rekommenderade metod för kostnadsnyttoanalys som beskrivs i Förberedelser för uppsättning av smarta mätsystem 1. Den rekommenderade metoden gäller för införande av smarta mätsystem i ett elnät där sådana system inte finns sedan tidigare. Nollscenariot i denna analys är dock att det redan finns smarta mätsystem sedan tidigare i de svenska elnäten, vi utvärderar därför enbart vad Ei.s föreslagna funktionskrav skulle medföra vad gäller merkostnader och tillkommande nyttor. De delar av EU-kommissionens rekommendera metod som har varit möjliga att applicera på införandet av de föreslagna funktionskraven har dock beaktats i denna kostnadsnyttoanalys. Kostnadsnyttoanalysen har genomförts enligt följande metodik, se Figur 1 nedan. Figur 1. Metod kostnadsnyttoanalys Källa: Sweco, baserat på EU-kommissionens rekommendation, 2012/148/EU 1 Kommissionens rekommendation av den 9 mars 2012 om förberedelser för uppsättning av smarta mätsystem, 2012/148/EU 9 mars 2015 29

2.2 Datainsamling I syfte att samla in dataunderlag till kostnadsnyttoanalysen har intervjuer och enkäter genomförts med ett antal av de aktörer och intressenter som berörs av funktionskraven, detta gäller primärt elnätsföretag, elhandelsföretag och leverantörer av mätsystem. Även andra typer av aktörer och intressenter har intervjuats, se lista i Appendix A. Vi har också studerat tidigare rapporter i ämnet, se lista i Appendix B. I intervjuerna och enkäterna har vi först delgett respondenterna Ei:s lista med preliminära funktionskrav, se Appendix C. Vi beskrev då även att förutsättningarna för införandet av funktionskraven bedöms ske genom en s.k. flytande implementering (se kaptitel 4.2 nedan). Därefter bad vi respondenten redogöra, för respektive funktionskrav, vilka merkostnader respektive tillkommande nyttor som respondenten bedömde uppstå vid ett kommande införande av funktionskravet för den organisation som respondenten representerar. 9 mars 2015 29

3 Definition ingångsvillkor - nuläge mätsystem 3.1 Beskrivning mätsystem Begreppet mätsystem för elnätsföretag omfattar mätenhet, kommunikationsutrustning samt insamlingssytem enligt Figur 2 nedan. En fjärravläst mätenhet består i sitt grundutförande dels av en mätare (den meteorologiska delen i mätenheten) och dels av en kommunikationsmodul för mätvärdesinsamlingen. I denna rapport benämns dock mätenheten som mätare och vi avser då elmätare klass 1 för kundanläggningar upp till och med 63 A. Figur 2. Ingående delar mätsystemet Källa: Sweco Kommunikation för mätvärdesinsamling kan t.ex. ske med PLC (kommunikation över elnätet), radio eller P2P (kommunikation över mobilnätet). I framtidens mätsystem kan det även tillkomma andra typer av kommunikationslösningar. Insamlingssystemet hanterar dels den löpande mätvärdesinsamlingen, och dels styrning och administration av de funktioner som finns tillgängliga, t.ex. styrning av fjärrbrytare. Insamlingssystemet är vanligtvis kopplat till överliggande system för överföring av mätvärden, t.ex. mätvärdeslager och/eller faktureringssystem. I takt med att funktionaliteten ökar i mätsystemen tillkommer även kopplingar till andra system, t.ex. till de system som hanterar drift av elnätet. Det finns en stor variation mellan olika elnätsföretag vad gäller utformningen av system, integrationslösningar, funktionalitet m.m. Många elnätsföretag har dessutom flera olika parallella mätsystem från olika mätsystemleverantörer. Ofta beror detta på att de lokala förutsättningarna för mätvärdesinsamling varierar med avseende på t.ex. geografi, dvs. om insamling sker i tätort eller på landsbygd. Vissa elnätsföretag har exempelvis valt att lägga ut hela mätvärdesinsamlingen på en extern mätvärdesleverantör som adminstrerar insamlingen via insamlingssystemet och levererar ett färdigt mätvärde till elnätsföretaget. 9 mars 2015 29

3.2 Aktörer med koppling till mätsystemen och funktionskraven Nedan beskrivs de aktörer som kan komma att beröras av funktionskraven. Beskrivningarna nedan av elanvändare, elnätsföretag, elhandelsföretag, balansansvarig och Energimarknadsinspektionen är till stor del hämtade från Elmarknadshandboken 2. Elanvändare Elanvändare, vilka kan vara allt ifrån industrier och företag (näringsidkare) till hushåll (konsumenter), är de som tar ut el från elnätet och använder den. Uttaget sker i en uttagspunkt. Elanvändaren har ett avtalsförhållande med elnätsföretaget för att utnyttja elnätet och betalar företaget för överföring av el via en elnätsavgift. Elanvändaren har även ett avtalsförhållande med ett elhandelsföretag och betalar elhandelsföretaget för ett avtal om elkraftleverans. Elanvändaren väljer själv vilket elhandelsföretag som elanvändaren vill sluta avtal med. Elanvändaren benämns som kund i denna rapport. Elnätsföretag Elnätsföretaget tillhandahåller elnätet och ansvarar för att elenergin transporteras från produktionsanläggningarna till elanvändarna. Detta sker via stamnät, regionnät och lokalnät, vilka ägs av olika elnätsföretag. Ett elnätsföretag måste ha nätkoncession, det vill säga tillstånd att bygga och driva starkströmsledningar. För att få detta tillstånd måste elnätsföretaget vända sig till Energimarknadsinspektionen. Elnätsföretaget är den aktör som har all originalinformation om elleveranserna i sitt nätavräkningsområde. För att mätvärdesrapporteringen ska ske till rätt aktör är det därför viktigt att elnätsföretaget alltid har tillgång till korrekt information. Elnätsföretaget är ansvarigt för mätningen vid uttagspunkterna i elnätet. Elhandelsföretag Det är elhandelsföretaget som köper in el från en elproducent, till exempel via elbörsen och/eller från ett annat elhandelsföretag, och säljer el till elanvändaren. Elhandelsföretaget kan ha flera olika roller. De är dels handlare, d.v.s. köper in el och säljer till elanvändarna, de kan också vara balansansvariga (balansansvar för elhandelsföretagets leveranser). Balansansvarig Enligt ellagen ska det finnas en balansansvarig för varje uttagspunkt. För att Svenska kraftnät ska kunna göra en balansavräkning mellan de balansansvariga, enligt balansansvarsavtalet, måste det även finnas en balansansvarig för varje inmatningspunkt. Elhandelsföretaget kan antingen själv ha balansansvaret eller köpa tjänsten från ett annat företag. För att få balansansvar krävs att företaget har ett avtal om balansansvar med Svenska kraftnät. 2 Elmarknadshandboken, utgåva nr 14 B, oktober 2014 9 mars 2015 29

Svenska kraftnät Svenska kraftnät har ett systemansvar, som innebär att de övervakar och ansvarar för att det kortsiktigt är balans mellan tillförd och uttagen el i det svenska elsystemet. Till detta ansvar hör också att se till att elsystemets anläggningar samverkar på ett driftsäkert sätt. Tillsynsmyndighet - Energimarknadsinspektionen Energimarknadsinspektionen (Ei) är en statlig myndighet som följer och analyserar utvecklingen på el-, naturgas- och fjärrvärmemarknaderna samt är nätmyndighet och tillsynsmyndighet enligt ellagen. Det innebär att alla avgifter som tas ut av elnätsföretag kan bli föremål för prövning av myndigheten. Ei beviljar också nätkoncession samt utfärdar föreskrifter. Swedac Swedac är styrelsen för ackreditering och teknisk kontroll. Swedac är den myndighet som ansvarar för regler som berör de mätare som elnätföretagen har placerat ute hos kunderna. Mätsystemleverantörer Mätsystemleverantörer är leverantörer av mätare, kommunikationsutrustning och insamlingssystem. Energitjänsteleverantörer En energitjänsteleverantör är en aktör som marknadsför och levererar energitjänster. En energitjänst kan utformas på många olika sätt, det kan vara en enstaka tjänst eller ett paket av flera tjänster och åtgärder. I energieffektiviseringsdirektivet finns en definition av energitjänster som kan sammanfattas som: Den fysiska vinst eller nytta som erhålls genom energieffektiv teknik eller åtgärder, som kan inbegripa den drift, underhåll och kontroll som är nödvändig för att kunna mäta/uppskatta samt kontrollera förbättrad energieffektivitet och/eller primärenergibesparingar 3. 3.3 Nuläge funktionskrav Sedan den 1 juli 2009 är det ett lagkrav att elnätsföretagen ska registrera mätvärden vid varje månadsskifte. Detta innebär i praktiken att elnätsföretagen behöver använda mätsystem med funktion för fjärravläsning för att kunna administrera mätaravläsningarna. Sedan den 1 oktober 2012 kan den elkund, som har ett elavtal som kräver timmätning, få sin elförbrukning mätt per timme utan merkostnad. I Ei:s rapport Uppföljning av 3 www.energimyndigheten.se 9 mars 2015 29

timmätarreformen 4 från 2014 sammanfattades det aktuella läget avseende timmätarreformen enligt följande: Elanvändarna på den svenska elmarknaden har hittills haft begränsade ekonomiska incitament att vara aktiva och anpassa sin elförbrukning efter aktuella spotpriser på elbörsen. Orsaken till det är att elanvändaren saknar en direkt koppling mellan priset i elhandelsavtalet och spotpriset på den nordiska elbörsen. För att skapa denna koppling och ge elanvändare incitament att förändra sin förbrukningsprofil är det sedan den 1 oktober 2012 möjligt för Sveriges elanvändare, med ett säkringsabonnemang om högst 63 ampere, som har ett elavtal som kräver timmätning att få sin elförbrukning mätt per timme utan merkostnad. Ungefär 8 600 elanvändare har valt att teckna timavtal sedan timmätningsreformens införande. I relation till kundaktiviteten på marknaden under samma period framstår efterfrågan på timavtal som begränsad. Det tyder på att potentiella kunder ännu inte ser timavtal som ett attraktivt alternativ i förhållande till andra avtalsformer. Trots den låga efterfrågan kan Ei konstatera att utvecklingen av antalet elanvändare som mäts per timme ökar. En majoritet av elnätsföretagen uppger att de på eget initiativ mäter elförbrukningen per timme för drygt en miljon elanvändare. När elnätsföretagen investerade i mätsystem för fjärravläsning inför lagkravet 2009 var det många som passade på att inkludera extra funktionalitet i mätarna utöver funktionalitet enbart för mätvärdesinsamling. Eftersom det inte fanns lagkrav på extra funktionalitet gjorde elnätsföretagen här olika val baserat på respektive elnätsföretags lokala behov och förutsättningar. Detta gör att dagens situation avseende extra funktionalitet i mätsystemen varierar mellan elnätsföretagen och det finns även variationer inom kundkollektivet för enskilda elnätsföretag. I rapporten Smarta mätsystem och smarta mätfunktioner 5 gjordes en sammanställning av två genomförda enkäter som besvarats av en majoritet av de svenska elnätsföretagen (år 2010 respektive år 2013). Nedan beskrivs kortfattat delar av resultatet från 2013 års enkät avseende funktionalitet i mätsystemen. I enkäten från 2013 angav elnätsföretagen vilka leverantörer som de använde för sina mätsystem, se marknadsandelar för installerade mätare i Figur 3 nedan. 4 Ei R2014:05 Uppföljning av timmätarreformen 5 Smarta mätsystem och smarta mätfunktioner, Sweco, 2014 9 mars 2015 29

Figur 3. Marknadsandelar per kundnivå, leverantörer mätsystemleverantörer Nuri Telecom 6% Policom 3% Iskra 3% HM Power 5% Itron inkl. Actaris 8% Ej med i enkät 11% Övrigt 7% Echelon 19% Landis& Gyr 20% Kamstrup, Senea 11% Metrima 7% Källa: Enkät 2013 i rapporten Smarta mätsystem och smarta mätfunktioner I enkäten från 2013 ställdes frågor om enskilda funktioner, det finns dock en viss osäkerhet om svaren avser att det är mätarna eller mätsystemet som uppfyller funktionen. Det finns också en viss osäkerhet i huruvida elnätsföretaget faktiskt använder funktionen eller om den enbart finns tillgänglig för eventuellt kommande behov. Nedan presenteras utvalda frågor och svar från enkäten: Fråga enkät 2013: Vilken energirikting kan hanteras? Svar: Både inmatning och uttag - ca 41 procent Svar: Endast uttag - ca 59 procent Fråga enkät 2013: Finns larmfunktion för avbrott? Svar: Ja - 72 procent Svar: Nej - 26 procent Svar: Vet ej - 2 procent Fråga enkät 2013: Vilka avbrott registreras? Svar: Både korta och långa - 66 procent Svar: Endast långa - 3 procent Svar: Inga avbrott/vet ej - 31 procent Fråga enkät 2013: Registreras avvikelser från normspänning? Svar: Ja - 66 procent Svar: Nej - 30 procent Svar: Vet ej - 4 procent 9 mars 2015 29

Fråga enkät 2013: Finns larm för spänningskvalitet? Svar: Ja - 44 procent Svar: Nej - 44 procent Svar: Vet ej - 12 procent I enkäten 2013 ställdes en fråga om timvärdesinsamling. Det finns dock osäkerheter kring hur elnätsföretagen tolkade och besvarade frågan. Vi väljer därför att i stället utgå från Ei:s rapport Uppföljning av timmätarreformen 6 som enligt ovan angav att drygt en miljon elanvändare har frivillig timvärdesinsamling. 6 Ei R2014:05 Uppföljning av timmätarreformen 9 mars 2015 29

4 Antaganden 4.1 Definition nollscenario Nollscenariot definierar vi som den marknadsutveckling som bedöms ske om funktionskraven inte införs. Det är i förhållande till detta nollscenario som kostnader och nyttor utvärderas. 4.2 Installationstakt kommande mätarbyten Enligt Ei planeras funktionskraven att införas genom en s.k. flytande implementering vilket innebär att funktionskraven gäller för nya mätare som installeras i samband med kommande mätarbyten. Syftet med detta är att i så stor utsträckning som möjligt undvika att mätare byts ut i förtid. Majoriteten av befintliga 5,3 miljoner mätare upp till och med 63 A installerades inför lagkravet om fakturering baserat på faktisk förbrukning som infördes den 1 juli 2009, se Figur 4 nedan. Under de efterföljande åren har mindre volymer mätare installerats. Ett antal av de mätare som installerades inför lagkravet uppvisade kvalitetsbrister vilket medförde att de byttes ut i förtid, detta bedöms ha skett primärt under hösten 2009 samt under 2010. Figur 4 Dagens installationer, klass 1 mätare i tusental 2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 > år 2004 år 2005 år 2006 år 2007 år 2008 år 2009 år 2010 år 2011 år 2012 Källa: Sweco Med ett antagande om en ekonomisk avskrivningstid för befintliga mätare på ca 10 år och en teknisk livslängd på ca 12-15 år (baserat på resonemang i rapporten timvärden för nätägare 7 och svar från respondenterna) kommer de befintliga mätarna behöva bytas ut på grund av uppnådd livslängd omkring år 2020. Baserat på svaren från tillfrågade elnätsföretag kommer kommande mätarbyten att påbörjas omkring år 2017 och pågå fram till omkring år 2027. Vissa elnätsföretag har svarat att de inte har planerat för kommande mätarbyten i 7 Timvärden för nätägare, Sweco, 2014 9 mars 2015 29

större skala utan att de löpande kommer att göra en bedömning av mätarnas tekniska livslängd och byta ut mätarna efter hand som de inte längre fungerar. För denna analys gör vi dock ett antagande om att samtliga 5,3 miljoner kommer att bytas ut under perioden 2017 till 2027. Installationstakten av nya mätare antas vara högst under åren 2019-2025 med ca 600 000 mätare om året, både före och efter denna period antas installationerna ske med lägre takt, se Figur 5 nedan. Figur 5 Kommande installationer, klass 1 mätare i tusental 700 600 500 400 300 200 100 0 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Källa: Sweco antagande Vi gör även bedömningen att kommunikationsutrustning och insamlingssystem byts ut i motsvarande takt som mätarbytena. När det gäller insamlingssystem finns både möjligheten att befintliga systemen uppgraderas till nya versioner såväl som att gamla system ersätts med nya system. I praktiken kommer sannolikt införande av ny kommunikationsutrustning och nya/uppgraderade system ske punktvis i tiden, till skillnad från nya mätare som löpande installeras över en längre tidsperiod. Detta kan medföra att funktioner i en ny mätare inte går att utnyttja förrän ny kommunikationsutrustning och/eller nytt insamlingssystemen med stöd för funktionerna har installerats. I denna analys bortser vi dock från detta av analystekniska skäl. Vi antar att de nya mätsystemen som installeras under perioden 2017-2027 har en livslängd på 12 år. Detta medför att vi i kostnadsnyttoanalysen räknar med rörliga kostnader och nyttor löper fram till år 2028 för de mätare som installeras 2017 och fram till 2038 för de mätare som installeras 2027. 4.3 Avkastningskrav Avkastningskravet varierar mellan aktörer beroende på vilka risker de möter. Val av avkastningskrav har gjorts i samråd med Energimarknadsinspektionen. Elnätsföretagen verkar på en reglerad marknad med lägre risker än vad som är typiskt på en avreglerad marknad. I enlighet med gällande reglering sätts avkastningskravet för elnätsföretag till 5,2 9 mars 2015 29