Regeringens proposition 2011/12:98 Timmätning för aktiva konsumenter Beslutet Aktiva elkonsumenter ges möjlighet att ingå nya former av elavtal som förutsätter att elförbrukningen timmäts, utan debiteras de merkostnader som kan uppstå. Lagändringen träder I kraft 1 oktober 2012. Motiv Genom timmätning ökar möjligheterna för elkonsumenterna att minska sin totala elförbrukning och ändra sitt förbrukningsmönster. Vidare möjliggörs en ny marknad för tjänster och produkter riktade mot konsumenternas elförbrukning. I förlängningen kommer en större andel timmätta elkonsumenter att bidra till ett lägre effektuttag under kritiska perioder, något som medför både lägre elpriser och ett mer effektivt resursutnyttjande 1
Några detaljer Övergång till timmätning bör i normalfallet kunna ske inom tre månader från det att elhandelsföretaget anmält att kunden ingått ett avtal som förutsätter timmätning. Balansavräkning Under en övergångsperiod kommer kvarkraften avräknas som i dag, dvs baseras på schabloner. EI (baserat på MD förslag från 2007 Timmätning för alla ) har lämnat ett förslag på att kvarkraften skall beräknas på timvärden månadsvis timavräkning men regeringen anser att det tar minst 6 månader från beslut att genomföra nödvändiga förberedelser. Enligt regeringen är det inget som hindrar att nätägarna tillämpar dygnsvis timavräkning tillämpas Konsekvensen är att elhandelsföretagen kommer att ha bristande incitament att erbjuda timbaserade avtal Inköpen baseras på schabloner Försäljningen baseras på faktisk förbrukning 2
Övergripande drivkrafter och vilken roll flexibla kunder kan komma att spela i optimeringen av elsystemet. 3
Övergripande drivkraft Kommer att krävas mer Flexibilitet, Regleringskapacitet och Reserver. Terminologin är viktig: Reserves are to be seen as MW contracted on longer term contracts or secured through legislation. The frequency reserves, FNR and FDR, the fast disturbance reserve and the cold weather reserve are all reserves with this terminology. Our Market Model minimize the use of contracted reserves. Regulation resources are reserves plus all other resources on the Swedish and Nordic (NOIS) regulation ladders for tertiary control purposes. These resources are only paid when they are utilized. Två utmaningar Vindkraft varierar kraftigt i tidsperspektivet minuter, timmar, dygn och veckor Vindkraftprognoser är osäkra i tidsperspektivet 12-36 timmar 4
Vindkraftens variationer 1) Mycket vind och låg förbrukning. Måste hitta vägar att öka efterfrågan dessa timmar, exportera mer eller lagra för senare användning. Från ett tekniskt perspektiv är detta inget problem eftersom det alltid går att koppla bort kraftverk, men från ett ekonomiskt perspektiv kan det vara en stor utmaning. 2) Om det är lite vind och hög förbrukning måste vi hitta sätt att minska efterfrågan, importera mer eller öka utbudet av annan produktion. På en marknad är metoden för att minska förbrukning och öka produktionen att låta priset öka. Dessa prisökningar måste vara tillräckligt förutsägbara för att fungera som investeringsincitament inte bara leda till omplanering av existerande resurser Det är sannolikt inte nödvändigt att ha mer resurser med en riktigt snabb responstid (sekunder upp till 15 minuter) eftersom vindprognoser i perspektivet några timmar är rätt pålitliga. 5
6
Osäkerheten i vindprognoser gör systemet svårare att planera måste omplaneras oftare -Aktörerna måste bli mer aktiva på elbas - Alternativet är att systemoperatören tar över ett större ansvar (vågar inte längre räkna med att aktörerna nästan planerar sig i balans) 7
Var kommer efterfrågeflexibilitet in? Industrier, stora fastigheter, reservkraft (1000-tals MW) Tillfälliga produktionsneddragningar (timmar, dagar) Kan vara aktuellt om det är perioder med lite vind och hög förbrukning (mycket höga priser). Kan vara uthållig, men ofta inte. Delta på Elspot och i Elbas Delta som reserver (störningsreserv, RKOM-marknad, Effektreserv) Elvärme småhus / varmvattenberedare(1000 tals MW) Flytta laster (max ca 4-6 timmar), manuellt eller styrautomatik, Reagera på elspotpriser. (Om styrbara via aggregator - elbas, reserver) Kan utnyttjas även vid små prisvariationer, men extra mycket vid prisspikar. Fjärrvärme Elpannor (utnyttja låga priser) Elbilar Kan delvis styras bort från höglast-timmar Hushållsel Vitvaror styrs mot frekvens, ev styrning av tvätt och disk bort från höglast-timmar 8
Energieffektivisering en viktig drivkraft för hushållen, Nuvärde 15 år, miljoner/kronor 9
Förväntad marknadsutveckling 10
Kalkyl kunder med styrautomatik Styrning vid prisspikar Styrbar effekt 3 kw Kostnad styrning Kunder 650/kr/år Värde 60 200 kr/kw 180-600 kr/år Reglering Netto: 630 1250 kr/år Styrbar effekt 2 kw/hus Värde 100 300 kr/år Energieffektivisering 1000 kr/år (6-7% besparing) 11
Resultat fältförsök Vallentuna Räkneexempel för 2010 Årlig värmeförbrukning (el): 10 000 kwh 5 kwh flyttas från de 3 dyraste till de 3 billigaste timmarna kontinuerligt under uppvärmningssäsongen 2010 års priser +Vattenfalls nuvarande tidstariff => ca 800 kr på lastförflyttning Ca 10 % energieffektivisering => ytterligare ca 1300 kr Totalt 2100 kr i besparing (1700 kr för 2011)
Temperaturkurvor
Effektkurvor
Mervärden bättre injustering och optimal drift av VP => individuellt, ca 5 20% ytterligare + Trygghet, komfort, individuell rådgivning etc. Ökad medvetenhet med t.ex. energidisplayer ( upp till 20 % av energiförbrukning ) (hushållsel?) => 2600 5200 (eller 600 1200) kr under 2010
Resultat och slutsatser Intjäningen av automatisk förbrukarflexibilietet för den individuella elkunden är inte så stor i förhållande till energieffektiviseringspotentialen. Däremot har den stor betydelse för elhandlarens möjlighet att minska riskerna. Aggregerat kan Sveriges elvärmda villor fungera som reglerkraft med en potential på över 2 GW redan vid 0 grader.
Betydelse för ett lokalnät
HINDER 18
Hinder 1. Optimering mot spotpriser är inte okomplicerat 2. Hur koordinera alla behoven (elmarknad, systemdrift, som alternativ till nätutbyggnad)? En kontaktpunkt elleverantören får en nyckelroll, men DSO-rollen? 3. Svårt att motivera kunderna när de förväntade intäkterna varierar kraftigt. 4. Att sälja NegaWatt som reserv är mer komplicerat än att sälja Megawatt 5. Ökade kostnader för nätägarna men var är affären? 6. Lättare/säkrare att bygga produktionsreserver (Gasturbiner) 19
Värdet av att flytta effekt över dygnet* *Baseras på en studie åt Näringsdepartementet 20
Optimering mot spotpriser är inte okomplicerat Förutsättningar Budkurvor från Nordpool för prisområde Sverige 11 högprisdygn (2 från 2008, 2 från 2009 och 7 från 2010) Sammanlagt 264 timmar Simulerat efterfrågerespons baserat på 2 KW/hus vid normala prisvariationer, 3 kw vid prisspikar Ca 10 kwh möjliga att flytta utan komfortproblem 700 000 hus med styrautomatik, 200 000 enbart spotpris 21
Pris 3 kr/kwh 700 000 kunder med automatisk styrning 2 kw styrbar effekt =+ 1400MW Vid högre priser ytterligare 1 kw/hus=700 MW 200 000 kunder med spotpris = 600 MW Nuvarande efterfrågekurva Dygnsgenomsnitt Min pris 2 700 1400 Kvantitet, MW
Aggregerade efterfrågeflexibilitet, 11 högprisdygn all tillgänglig efterfrågerespons kan inte utnyttjas Håller reda på att lika mycket energi laddas in som tas ut
Resultat för 11 dygn med höga priser Avser 11 högprisdygn Genomsnittligt pris utan timvis mätning Genomsnittligt pris med timvis mätning Minskade kostnader kundkollektivet Minskade samhällsekonomiska kostnader 1980 SEK/MWh 1595 SEK/MWh 1,7 miljarder SEK 66 miljoner SEK
Slutsats Inte självklart hur elhandelsföretag/kunderna ska kunna bjuda in efterfrågerespons till Elspot. Kundernas respons bestäms av skillnader i priserna inte absoluta nivåer Kunderna väntar till priserna är bestämda och gör sin optimering Redan i dag börjar man bygga in styrautomatik som optimerar mot givna priser I sina bud till Elspot måste de balansansvariga gissa: priserna (så att man kan bedöma kundreaktion) och, kundernas respons på de antagna priserna Gissar de balansansvariga kollektivt fel kan nya pristoppar uppstå, vilket leder till: Onödig höga elspotpriser stora behov av att omplanera systemet p.g.a ett helt annat kundbeteende än det väntade I bästa fall sker omplanering på intradagmarknader I sämsta fall omplanering i realtid och stora obalanskostnader
Värdet aktiv reglering 2010 Timme Reglering (MW) Prisdiff spot Utrymme Värde 1 236 20 602 4 720 2 504 103 499 51 397 3 0 0 1624 0 4 602 57 924 34 314 o.s.v Summa Summa total 305 miljoner 308 miljoner Till detta kommer värdet av att använda reglerresurserna för olika typer av specialreglering.
Koordinering 1. Elmarknaden Bud som påverkar elspotpriserna positivt Eventuellt möjligt att omplanera via elbas 2. Systemansvarig Reglerkraft ( överskott bjuds in) Automatisk frekvensreglering (kyl/frys) Störningsreserv, effektreserv (dyrare reglering hos industrin) 3. Nätägare I grunden handlar det om att få en jämn belastning Efterfrågevariationer (naturliga, som en konsekvens av reglering) Lokal produktion Abonnemangsoptimering överliggande nät Minska nätförluster Minska investeringsbehov Hur ofta avviker nätägarens intressen från Elmarknad/systemansvars intressen och vad är det i så fall värt?
Affärsmodeller Tre huvudmodeller Affärsmodell 1 Nuvarande modell med följande modifieringar En kontaktpunkt för kunden Elleverantören utvecklar modeller för styrning av kundens förbrukning. Elleverantörer lämnar flexibla bud till Nordpool i form av funktioner. Nordpool optimerar utnyttjandet av efterfrågeflexibilitet. Elleverantörerna använder elbas för att omplanera SvK arbetar för att få in mer efterfrågeflexibilitet i systemdriften Nätägarna arbetar med nättariffer (tidstariffer, effekttariffer eller dynamiska tariffer) 28
Affärsmodell 2: Förstärkt DSO roll Mycket större hänsyn till lokala förhållanden vid balansering av systemet Trend i dag att man strävar efter lokal balansering Huset optimerar förbrukningen mot lokal produktion och energilager. Stadsdelar och städer ska vara CO2 fria (och helst självförsörjande). Vindkraft driver nät-investeringar Smarta nät optimerar nät, produktion och förbrukning lokalt Två vägar att gå Gemensam totaloptimering, (extrem) nodprissättning Först lokal balansering därefter utbyte mellan områden. Helt ny roll för nätägaren Efterfrågeflexibilitet används i första hand för att utjämna lokalat/regionalt 29
Affärsmodeller 3 Kapacitetsmarknader Nuvarande elmarknadsmodell bygger i grunden på att alla investeringar i produktion eller flexibel förbrukning kan motiveras utifrån de förväntade spotpriserna. Undantaget är våra reserver där ersättning utgår oavsett om de utnyttjas eller ej (kapacitetsersättning). Eftersom efterfrågeflexibilitet inte behöver användas så ofta är man beroende av höga (volatila) spotpriser för att vara lönsamma (få timmar som ska ge intäkter som motiverar investeringarna). Eftersom vi inte vet när högpristimmarna kommer är dessa investeringar relativt riskfyllda. Ett annat sätt att organisera marknaden är att betala särskilt för all kapacitet som man kan garantera att den finns när behoven är som störst. Erfarenheter från USA visar att efterfrågeflexibilitet har goda förutsättningar att konkurrera med produktion. 30