Effektkapacitet hos kunderna

Effektkapacitet hos kunderna En sammanfattning av IEA-projektet Demand Response Resources, task 13 Elforsk rapport 07:08 Peter Fritz Februari 2007

Effektkapacitet hos kunderna En sammanfattning av IEA-projektet Demand Response Resources, task 13 Elforsk rapport 07:08 Peter Fritz Februari 2007

Förord Trots att vi har haft en avreglerad elmarknad i Sverige i mer än tio år behöver vi fortfarande öka vår förståelse kring hur avreglerade elmarknader verkligen fungerar och hur vi ska lösa de problem som kan uppstå. Frågan om vilka möjligheter som finns att göra effektreduktioner hos användarsidan har mer och mer kommit att framstå som en ödesfråga, eftersom det framstår som osannolikt att någon med dagens marknadslösning kommer att hålla produktion i reserv för ansträngda situationer. Utan en priskänslig efterfrågesida finns det en uppenbar risk att kraften inte kommer att räcka. Syftet med Elforsks projekt inom området effektreduktioner hos slutförbrukare har bland annat varit att studera i vilken utsträckning kunden reagerar på prissignaler och vilka förutsättningar som finns på marknaden för att idag eller i framtiden ta vara på kundens reaktion. Som ett led i detta arbete har Sverige deltagit i ett internationellt projekt (IEA Demand Response Resources) som just syftar till att ta fram konkreta modeller/redskap som leder till mer efterfrågeflexibilitet. Market Design har samordnat Sveriges del i detta arbete. Elforsk ägs av den svenska elbranschen. Företagets affärsidé är att bedriva forskning och utveckling i linje med ägarföretagens intressen och att genomföra dessa forskningsprojekt tillsammans med andra parter på marknaden. Market Design-programmet initierades år 2000 i syfte att fördjupa kunskaperna kring hur avreglerade elmarknader fungerar. Programmet finansieras av Svensk Energi, EBL-Kompetanse i Norge och Energimyndigheten i Sverige. Mer information om programmet, våra rapporter och aktuella evenemang hittar du på programmets hemsida www.marketdesign.se. Stockholm, februari 2007 Peter Fritz Programsekreterare Market Design Elforsk AB

Innehåll 1 Inledning 1 2 Bakgrund 3 3 Definition av efterfrågerespons 5 4 Design av program för efterfrågerespons 6 5 Marknadspotential 8 6 Fördelar och kostnader för DRR 11 7 DR Teknologier 13 8 Marknadshinder 14 9 Utveckling av affärsmodeller 17

1 Inledning En viktig diskussion de senaste åren har varit om de nödvändiga reserverna på elmarknaden ska åstadkommas genom normala marknadsmekanismer, dvs med priset som den viktigaste styrparametern, eller om det krävs en kollektiv finansierad effektreserv och hur regelverket i så fall bör utformas. Frågan handlar således ytterst om var gränsen går mellan det som marknaden ska klara och det som ska säkerställas genom reglering. Hösten 2002 lämnade Svenska Kraftnät en utredning till regeringen där man föreslog att effektbalansen i huvudsak ska klaras med hjälp av normala prismekanismer, men att staten under en övergångsperiod ska ansvara för att en effektreserv om högst 2000 MW finns tillgänglig under perioden fram till 2008. När vi närmar oss en bristsituation kommer spotpriser och balanskraftspriser att skjuta i höjden. De allra flesta är i dag överens om att en förutsättning för att leveranssäkerhetens ska kunna upprätthållas med normala prismekanismer är att förbrukningen faktiskt påverkas av höga priser. Den främsta anledningen till denna slutsats är att det är väldigt dyrt att hålla produktionsanläggningar i reserv för situationer som förväntas uppstå väldigt sällan det är billigare att påverka kunderna att dra ner på förbrukningen. Den andra anledningen är att en ökad priskänslighet ger förutsättningar för en stabilare och mer förutsägbar prisbildning i ansträngda situationer. Samtidigt som vi vet att en ökad efterfrågerespons behövs ser vi att det finns för lite av den varan i marknaden i dag. Detta är bakgrunden till att Sverige och Market Design-programmet har medverkat i detta IEA projekt. Övriga deltagande länder har varit Australien, Canada, Danmark, Finland, Italien, Japan, Korea, Nederländerna, Norge, Spanien och USA. Arbetet har resulterat i: handbok projektdatabas teknikdatabas ett antal bra möten mellan experter, bransch och myndigheter Nedan följer en sammanfattning av valda delar av handboken. För ytterligare information om arbetet kan Peter Fritz peter.fritz@emeanalys.se, eller Margareta Bergstöm margareta.bergstrom@energimyndigheten.se kontaktas. Ni kan också besöka DR-projektets hemsida www.demandresponseresources.com. Parallellt med IEAs arbete har vi inom Market Designprogrammet arbetat fram en rapport som förhoppningsvis ska inspirera marknadens aktörer att på allvar ta initiativ som leder till en större priskänslighet hos kunderna och därmed en bättre fungerande elmarknad. Den rapporten heter Effektkapacitet 1

hos kunderna, Elforsk 2006:38. Den engelska versionen av rapporten har nr 2006:41. Rapporterna hittar ni på vår hemsida www.marketdesign.se. 2

2 Bakgrund International Energy Agency (IEA) består av 26 medlemsländer och dess huvudkontor är placerat i Paris. IEA önskar etablera sådana förhållanden att energisektorn i respektive land ska kunna bidra till en stark och hållbar ekonomisk utveckling till gagn för såväl invånare som miljö. En grundläggande energipolitisk inriktning för IEA är etableringen av fria och öppna marknader, även om fokus på leveranssäkerhet och miljöskydd också måste tas med i av medlemsstaterna. IEAs program för Demand Side Management (IEA DSM) är ett internationellt samarbete mellan sjutton medlemsländer och den europeiska kommissionen. Programmet syftar till att förenkla och utveckla möjligheterna till DSM (efterfrågeanpassning). Begreppet DSM inkluderar en rad verksamheter såsom åtgärder som syftar till att påverka kundernas uttagsprofil (laststyrning), energieffektivitet, strategisk kommunikation och andra relaterade aktiviteter. DSM bidrar som ett verktyg för elleverantörer, nätbolag och stater i deras arbete att få energisystemen att fungera ännu mer ändamålsenligt. Vidare är programmet utvecklat för att kunna täcka behov under olika regleringsformer och marknadsstrukturer, eftersom nödvändigheten att ha ett väl fungerande energisystem är grundläggande för alla länder. Mer information om IEAs DSM-program finns att hämta på http://dsm.iea.org/. I oktober 2003 släppte IEAs sekretariat en rapport med titeln Power to Choose ( Kraft att välja ). Denna rapport drog tre viktiga slutsatser som har använts för att utforma detta projekt, också kallat Task XIII. 1. Nuvarande marknadsstruktur möjliggör inte efterfrågerespons på grund av att: Mätsystem och relaterade teknologier är föråldrade Prisinformation inte når förbrukarna i realtid Återförsäljarpriserna är reglerade medan grossistmarknaden i huvudsak har blivit avreglerad Systemoperatörernas fokus ligger på produktionssidans tillgångar Förbrukarnas ansvar har historiskt sett inte ansetts viktigt 2. För att värdet av el och kostnaderna för elproduktion ska kunna kommuniceras till kunderna krävs betydande investeringar i infrastruktur. Avsaknaden av denna beror inte på tillgängligheten av fungerande teknik eller kostnaderna att installera sådan, utan på att den nuvarande marknadsstrukturen har misslyckats med att åskådliggöra och korrigera de hinder som finns för investering i sådan teknik. 3. Regeringar och reglerare spelar en nyckelroll för att möjliggöra respons på prissignaler från förbrukare. Eftersom nyttan av förbrukarrespons är utspridd mellan olika marknadsaktörer, står det klart att nuvarande marknader inte 3

kommer att prioritera att ta tillvara efterfrågerespons utan att få hjälp från staten. Dessa slutsatser gör troligt att DR (Demand Response) hindras från fullskalig implementering på grund av strukturella och institutionella orsaker snarare än av tekniska skäl. Task XIII designades med tanke på detta och skapades för att synliggöra dessa utmaningar och komma med förslag till hur man ska kunna hantera dem. De huvudsakliga syftena med Task XIII var att: 1. Identifiera och utveckla länderspecifik information som behövs för att kartlägga existerande utbud och framtida potential för efterfrågerespons 2. Genomföra de analyser över marknadsförhållanden och institutionella förhållanden som är nödvändiga för att kunna sätta realistiska mål för efterfrågerespons 3. Mobilisera tekniska och analytiska resurser som behövs för att genomföra projektet 4

3 Definition av efterfrågerespons Task XIII har tagit definitionen av efterfrågerespons från tidigare IEA DSM arbete. Efterfrågerespons är elefterfrågans förmåga att svara på förändringar i marknadspriset på el. Detta kan ske genom att minska eller öka förbrukningen eller genom att använd lokal reservkraft. Denna definition utgår från att anläggningar där elförbrukning sker är mottagliga för någon sorts prissignal. Prissignalerna kan nå kunderna på olika sätt. Det kan röra sig om tariffer kopplade till spotpriset, men det kan också vara tidstariffer från de lokala distributörerna som speglar de genomsnittliga spotpriserna på grossistmarknaden. Poängen är att kunderna vid en given tidpunkt agerar, antingen manuellt eller automatiserat, utifrån dessa prissignaler. Som kontrast ger traditionell energieffektivisering en passiv och kontinuerlig effektreduktion. Den aktiva respons som DR ger möjliggör att den används på ett sätt som liknar traditionell reglerbar elproduktion, som till exempel vattenkraft eller fossileldade kraftverk. I praktiken och genom simuleringar har man kunnat visa att DR har möjlighet att användas och göra nytta på olika delmarknader, exempelvis spotmarknader, och olika typer av marknader för reserver. Vid vissa tillfällen kan DR även användas för frekvensreglering. En ökad efterfrågeelasticitet kan ha en signifikant inverkan på marknadspriset. Några studier har visat att en 3-5% reduktion i efterfrågan under en timmes pristopp kan reducera energikostnaderna för den timmen med 20-50%. DRR (Demand Response Resources) är således resultatet av aktiva åtgärder som leder till att förbrukare anpassar sin efterfrågan av el utifrån prissignaler (direkt eller indirekt). Detta ger många fördelar, exempelvis genom att pristoppar på grossistmarknaden kan dämpas. Som en konsekvens av detta kan man begränsa kostnader och risker för aktörerna på marknaden. Efterfrågerespons ökar leveranssäkerheten i elsystemet, både utifrån ett nätoch ett produktionsperspektiv. Ett tillfälle då DRR användes i betydande omfattning var under uppbyggnaden av nätet efter mörkläggningen av nordvästra USA i augusti 2003. Nätoperatören i New York (The New York Independent System Operator, NYISO) har beräknat att deras program för efterfrågerespons och -resurser utgjorde ett viktigt hjälpmedel i att återstarta systemet efter mörkläggningen. 5

4 Design av program för efterfrågerespons Det finns många olika sätt att designa program för ökad efterfrågerespons. Det finns inte heller två program som är exakt lika eftersom det alltid finns vissa skillnader i marknadens utformning, som man måste ta hänsyn till vid utformningen. Ett försök att gruppera insatserna är följande tre kategorier; Systemsäkerhetsprodukter Ekonomiska/frivilliga produkter Tidstariffer/realtidsprisättningsprodukter Systemsäkerhetsprodukter Dessa produkter är designade för att förse systemansvarig eller nätägare med operativ reservkapacitet. Denna kan användas när kraftnätet eller specifika områden i nätet hamnar i ansträngda lägen som t ex allvarliga flaskhalsar eller risk för bortkoppling. I många fall får konsumenten som erbjuder efterfrågerespons genom dessa produkter någon sorts betalning för att han/hon håller kapaciteten tillgänglig. Betalningen kan anta många olika former beroende på hur marknaden ser ut och vem säljaren är. Om regelverket tillåter det är det vanligt att konsumenterna erbjuds betalning för att hålla kapacitet i beredskap. Ofta är det systemoperatören som står för betalningen. Detta kan ske direkt eller via en organiserad marknadsplats där reduktionsprodukten kan omsättas explicit. På andra marknader är det nätägaren som erbjuder sina konsumenter en reducerad energiavgift eller reducerad abonnemangsavgift. En betalning för att vara tillgänglig ger konsumenten incitament att ansluta sig till programmet, eftersom man då direkt får ersättning för detta. Beroende på de lokala marknadsförhållandena har ersättningarna för att vara tillgänglig i ett program ibland överstigit 100 000 USD/MW och år. Detta är nivåer som hör till det övre prisskiktet. I andra marknader har ersättningarna utgjort 60 000 USD/MW. I utbyte mot tillgänglighetsersättningen ger den anslutna konsumenten (säljaren av produkten) nätägaren möjligheten att avropa aktivering av reduktion när det behövs. Om konsumenten inte uppför sig som avtalat i dessa fall utgår någon form av bestraffning. Det kan röra sig om både återbetalning av tillgänglighetsersättningen eller ersättning av skada till följd av avtalsbrottet. Om dessa produkter är väl utformade kan de handlas som likvida och finansiella produkter. Ekonomiska/frivilliga produkter Dessa produkter är utformade för att ta tillvara kundernas efterfrågeelasticitet genom att de erbjuds någon form av ersättning. Det kan exempelvis handla om återköp av kraft som har sålts till fasta priser. Med dessa produkter kan konsumenten välja från dag till dag om denne vill sälja sin förmåga att reagera på prissignaler. Dessa produkter används på spotmarknader och 6

realtidsmarknader. Konsumenten har oftast en ganska fast förbrukningsprofil under året, men när marknadspriset stiger kraftigt har man möjligheten att sälja sina reduktionsmöjligheter under de aktuella timmarna. Medverkande konsumenter blir normalt sett kompenserade genom att få en andel av marknadspriset på den energi som de avstått i förhållande till sitt normaluttag för de aktuella timmarna. Dessa produkter ger konsumenten löpande valet om man ska delta eller inte (jämfört med systemsäkerhetsprodukter där kunden åtagit sig att reagera). Om konsumenterna bedömer att incitamenten att delta är tillräckligt stora i förhållande till deras kostnader för implementering agerar de, annars inte. Med dessa produkter bjuder vanligtvis konsumenten ut sin kapacitet, antingen direkt eller genom en s k aggregerare eller annan mellanhand, på elmarknaden eller så agerar de som pristagare, (dvs att de accepterar det givna priset vid varje tillfälle). Det finns för- och nackdelar med båda alternativen som man måste ta hänsyn till när man utformar dessa produkter. Time of Use/Realtidsprissättning Även dessa produkter är utformade för att ta tillvara efterfrågeelasticiteten på basis av timmätta elpriser, likt de ekonomiska produkterna som beskrevs ovan. Den huvudsakliga skillnaden är att med de ovan nämnda produkterna tillåts konsumenten att sälja sin respons på marknaden medan dessa produkter konfronterar konsumenten med marknadspriserna (eller något som liknar dem) varje timme under året. Konsumenten kan vid varje unikt tillfälle välja om den vill använda kraften eller sälja en reduktion baserad på prissignalen. 7

5 Marknadspotential En av de avgörande punkterna för att kunna bedöma möjligheterna att använda efterfrågerespons som ett verktyg för att möta behovet av expansion av elsystemet och att hålla elpriset på en stabil nivå, är potentialen för efterfrågerespons (DR). Att genomföra omfattande studier av potentialen för efterfrågerespons är ganska nytt och instrument och tekniker som används för sådana studier är således mindre utvecklade än för studier av potential inom energieffektivitet. Tre typer av potential ingår och analyseras vanligen som en del av studier gjorda på potential för effektivitet. Dessa koncept har sedan förts över till studier på DR-potential. De tre typerna av programpotential är: Teknisk potential: Den totala mängd energi eller effekt som sparas om alla kunder skulle vidta de responsåtgärder som är möjliga utan att ta hänsyn till ekonomiska eller marknadsmässiga hinder. Ett enkelt exempel på teknisk potential för efterfrågerespons är det som sparas genom en förbrukningsreduktion om alla kunder i hushåll med direktel skulle delta i program för lastkontroll. Ekonomisk potential: Den del av den tekniska potentialen som kan realiseras av efterfrågeåtgärder och som möter specifika ekonomiska kriterier. Ett sådant ekonomiskt kriterium kan vara ett positivt nuvärde, eller en kunds återbetalningsperiod uttryckt i ett antal år eller mindre. Marknad eller utförbar potential: totalt som sparas som realistiskt kan uppnås genom ett faktiskt DR-program över en viss tidsperiod. Teknisk och ekonomisk potential är egentligen teoretiska tankeexperiment som inte kan utföras genom vanliga marknadsmekanismer. Ekonomiska hinder stoppar en del av den tekniska potentialen från att realiseras och marknadshinder stoppar en del av den ekonomiska potentialen. Uppskattningar av teknisk och ekonomisk potential används ibland som norm för att jämföra med marknadspotential eller uppnåbar potential. Desto högre andel av marknadspotential i förhållande till ekonomisk potential desto mer effektivt är DR-programmet i fråga. Marknadspotentialen är vanligtvis den svåraste att uppskatta. För att kunna göra en trovärdig bedömning av marknadspotentialen krävs att man lyckas bedöma kunddeltagandet i DR-programmen. Detta har visat sig vara den svåraste faktorn att förutsäga korrekt vad gäller DR. Det är både svårt att veta hur kundernas acceptanskurva ser ut givet en viss teknik eller program och att uppskatta var på kurvan ett givet program är vid en viss tidpunkt. Utifrån informationen som projektteamet har samlat ihop har energiföretagen först och främst uppskattat DR-potential genom att använda ett eller flera av följande tillvägagångssätt: 1. Projektering utifrån färska resultat från egna DR-program 8

2. Användande av resultat från andra företags långlivade och lyckade DRprogram 3. Kartläggning av kunder 4. Datamodellering Projektets guidebok fokuserar på de tre sistnämnda sätten för att uppskatta DR-potential. I ett avsnitt om riktlinjerna för DR-potential presenteras resultat från de mest välfungerande DR-programmen i USA och Kanada. Riktlinjerna är baserade på bäst-i-klassen-dr-program som identifierats genom en kartläggning av 40 nordamerikanska nätbolag som diskuteras nedan. För kartläggningen av den här delen av projektet intervjuade projektteamet representanter från nätbolagen om fyra olika program för efterfrågerespons som åtminstone några av dem erbjuder sina hushållskunder: 1. Direkt laststyrning: I program som bygger på denna modell, låter kunderna nätbolaget direkt styra deras centrala luftkonditionering, uppvärmning av vatten eller andra typer av elektrisk utrustning. Nätbolagen styr denna utrustning genom att cykliskt stänga av och sätta på den genom en styrmekanism under förbrukningstopparna. Detta sker vanligtvis i alternerande femtonminuterscykler. I dessa program erbjuds kunderna ofta någon typ av kostnadsavdrag som ett incitament för att delta. Många nätbolag har arbetat med sådana program i tio år eller mer. 2. Time-of-use (TOU) tariffer: Den vanligaste typen av TOU är en tvådelad taxa där kunden betalar ett högre höglast -pris än standardpriset under dagtid, och ett lägre låglast -pris på nätterna och helgerna. Några företag erbjuder en tredelad taxa där både hög- och låglastperioderna är kortare än perioderna för den typiska tvådelade taxan. Den tredelade taxan inkluderar även en period mellan hög- och låglasttimmarna då priset ligger mellan hög- och låglastpriset. Många företag har erbjudit sina kunder tvådelade taxor under mer än 20 år medan tredelade taxor är relativt nytt. 3. Critical peak pricing (CPP) avgifter: Dessa liknar TOU-tarifferna, men har också en kritisk höglastperiod och -taxa. Den kritiska höglastperioden utgör vanligtvis 1 % eller mindre av timmarna under året under vilka företagens kostnader för kraftproduktion eller inköp av kraft är som högst. Dessa program startade under 2001 eller senare. 4. Realtidspriser (RTP): Priser som erbjuds i dessa program är knutna till spotpriset eller något liknande på timbasis. Alla dessa program är nya. Det är intressant att notera att nästan tre fjärdedelar (73 %) av företagen som deltog i kartläggningen erbjuder åtminstone en sorts DR-program till sina hushållskunder. De mest utbredda DR-programmen är direkt lastkontroll och de tvådelade TOU-tarifferna. Dessa finns representerade hos vardera ca 40 % av de kartlagda företagen. Blå staplar representerar elföretag som verkar på konkurrensmarknader och röda representerar traditionella reglerade vertikalt integrerade monopolföretag. 9

Kartläggningen av DR-program för kommersiella eller industriella kunder presenteras separat för program för laststyrning, program för återköp av efterfrågereduktion (DBB) och andra DR program. I undersökningen för denna del av projektet intervjuade projektteamet representanter för energibolag om sex typer av efterfrågeresponsprogram som åtminstone några av företagen erbjuder sina kommersiella eller industriella kunder. Omkring 80 % av företagen som deltog i undersökningen erbjuder åtminstone en typ av DR-program för dessa kunder. De vanligaste programmen, som erbjöds av vardera ungefär hälften av företagen, var laststyrning, tvådelade Time of Use (TOU) och DBB-program. Den näst mest vanliga sortens program är Direct Load Control (DLC) och Real Time Pricing program (RTP). Dessa erbjuds av vardera ca en fjärdedel av de kartlagda företagen. 10

6 Fördelar och kostnader för DRR På en effektiv elmarknad sker det en väl fungerande växelverkan mellan utbud och efterfrågan. Hinder för efterfrågerespons lever dock kvar på alla studerade elmarknader. Det innebär att fördelarna med efterfrågerespons inte förverkligas med dess verkliga potential. Mer efterfrågerespons innebär fördelar för tjänsteleverantörer, stamnätsföretag, nätföretag och slutanvändarna. Emellertid är det svårt för dem som kan erbjuda DRRprodukterna att sammanfoga de vitt spridda marknadsfördelarna så att en tillräcklig mängd av DRR kommer marknaden tillgodo. De fördelar som hela marknaden åtnjuter av ökad efterfrågerespons inkluderar: Lägre elpriser Reducerad prisvolatilitet Ökad effektivitet för en av de mest kapitalintensiva industrierna Risk management, till exempel en fysisk säkring mot extrema händelser i systemet som är svåra att ta med i bedömningen under planläggning och utvärdering Ökad valfrihet och ökade möjligheter för kunden att hantera risker Möjliga miljöfördelar Motverkande av marknadsmakt Utöver dessa fördelar som kommer alla aktörer på marknaden tillgodo, finns det ett antal fördelar som enskilda företag kan uppnå. Dessa inkluderar reducerade kapital-, verksamhets- och underhållskostnader för transmissionsoch distributionssystemen. Fördelarna tillfaller ägarna av dessa system. Det finns också potential för att fördelarna ska tillfalla aggregerare av DRR för försäljning till tjänsteleverantörer eller t ex nätägare. Fördelarna med DRR realiseras inte utan kostnader. Som med vilken produkt eller tjänst som helst fordrar DRR marknadsföring, startkapital och driftkostnader som inkluderar både service på produkten och ersättning till deltagarna för deras efterfrågerespons. Det senare är viktigt, eftersom en vital komponent i kundnyttan realiseras och de kunder som kan variera sin förbrukning på el från höglast- till låglastperioder får ekonomiska incitament att faktiskt göra så. Enkelt uttryckt, elindustrin kan endast sägas vara effektiv om den på ett korrekt sätt prissätter det som det råder brist på, dvs elproduktion under topplast. Tillvägagångssätt att bedöma och värdera DRR-produkter Ett antal tillvägagångssätt har använts för att utvärdera fördelarna i utvecklingen av nya produkter och program som skulle tillåta efterfrågan på el att bli mer känslig för priset eller för händelser som reflekterar problem med tillförlitligheten i systemet. I de flesta fall har man använt en utvidgning av standardtester utvecklade för att utvärdera energieffektivitetsprogram. Dessa tester inkluderar bland annat Total Resource Cost (TRC), ett deltagartest och Ratepayer Impact Measure (RIM). Man har också undersökt 11

vilken påverkan som ökad efterfrågerespons har på tillförlitligheten i systemet. Från detta har man sedan försökt att mäta en förändring i tillförlitligheten i förhållande till tillgängligheten av DRR och utifrån detta uppskattat värdet av den ändringen. Fram till idag har DRR värderats utifrån ett tillbakablickande perspektiv, men man har inte sett vilken roll DRR kan spela i en framtida resursportfölj. Det här IEA-projektet presenterar ett antal DRR-utvärderingar från olika synvinklar. Exempel på tillbakablickande utvärderingsmetoder är standardtester på DRR och uppskattningen av effekten av DRR på systemets tillförlitlighet. Få metoder kan dock fullt ut fånga in de stora fördelarna som denna resurs kan ge marknaden och svara på den grundläggande frågan vilken roll DRR ska spela i långsiktig planläggning. Fallstudie Valuing DRR Using a Resource Planning Framework En metod för att värdera DRR utarbetades inom ramen för projektet. Metoden liknar traditionell resursplanering för större elsystem. Detta tillvägagångssätt jämfördes sedan med andra metoder som vanligtvis används för att hitta uppskattningar av värdet på DRR. Ändringar av systemkostnader med och utan DRR inkluderad i en resursportfölj undersöktes. Basfallet för modellen utarbetades för att så realistiskt som möjligt representera en elmarknad som tillåter lämpliga kompromisser mellan resurser både på utbudssidan och DRR och har möjligheten att tillåta exempelvis försäljning/köp utanför systemet samt restriktioner i systemet (till exempel restriktioner i kraftöverföring). Hundra fall skapades som datainput till modellen. De beräknades för att representera olika framtida scenarier. Monte Carlo metoder användes till att skapa de olika framtida scenarierna som representerar osäkerheten. De variabler där osäkerheten togs med var: bränslepriser (naturgas, spillolja, destillerad olja och kol); toppförbrukning; elförbrukning; felfrekvenser och nätkapacitet. Fyra DRR-produkter inkluderades i modellen som möjliga resurser för att möta framtida systembehov i kombination med de fullständiga valmöjligheter på produktionssidan som generellt modelleras i denna typ av modell. Produkterna var: - Avbrytbar last i elintensiv industri, - Direkt lastkontroll riktad mot massmarknad (hushåll), - Återköp riktad mot mellanstora kunder samt - Spotpris- eller realpriskopplade kontrakt Realtidsprissättning lades till i modellen som en reduktion i toppförbrukningen eller en reduktion i elförbrukningen, beroende på storleken av programmet. 12

7 DR Teknologier I det här kapitlet presenteras hur teknik används i efterfrågeresponsindustrin idag. Målet med denna del är att hjälpa deltagare på DR-marknaden att identifiera teknik och system som används att göra DR mer effektivt från den deltagande kundens, elproducentens och systemoperatörens perspektiv. Förbättringar av kommunikation och mätteknik har hjälpt efterfrågeresponsindustrin att växa de sista åren. Några personer har föreslagit att efterfrågeresponsindustrin växte fram i takt med den storskaliga satsningen av kommunikationen på Internet i slutet av 1990-talet. Internet gjorde omedelbart att möjligheterna till kommunikationen mellan en-tillmånga och många-till-en blev mycket billigare och mer tillförlitlig. Innan utvecklingen av Internet genomfördes kommunikationen i traditionella Toppkap -program manuellt, vanligtvis med hjälp av telefon eller fax. Vid den tiden fungerade detta väl men det krävde en stor arbetsstyrka och det gav utrymme till mänskliga misstag. Kommunikation på Internet öppnade upp en helt ny värld av möjligheter. Idag kan system sättas upp för att övervaka kraftmarknader och automatiskt styra konsumtion efter användarens önskemål. Detta kan vara en automatisk respons som inte kräver mänskligt ingripande. Dessutom kan en operatör i ett kontrollrum med rätt konfiguration och överenskommelse enligt kontrakt spåra problem på elnätet genom att aktivera efterfrågeresponsresurser nära en angiven transformatorstation. Ett av de bästa sätten att lära sig om teknik är att se hur andra använder sig av den. I det avseendet samlade IEAs Task XIII ihop fallstudier av teknologisk efterfrågerespons från de deltagande länders experter. Task XIII begärde fallstudier från alla klasser av användare: konsumenter, de som tillhandahåller DR-servicen och systemoperatörerna. Totalt femtio fallstudier samlades in. Använd teknik varierade från nya mätare och AMR-utrustning till avancerad lastkontrollutrustning och nya system som styr lokala elproduktionsaggregat och även kan samordna flera sådana. Tillämpningarna täckte alla typer av kunder (hushåll, kommersiella och industriella). 13

8 Marknadshinder Energy Only Markets Några marknader, såsom Sverige och Australien, opererar nästan enbart utifrån energipriset (jämfört med marknader där aktörerna även kan få betalt för effekt). På dessa marknader reflekteras den totala kostnaden i de energipriser som råder vid varje given tidpunkt. Dessa marknader har ett starkt behov av att infoga DR därför att det ger en inbyggd mekanism för marknaden att balansera utbud och efterfrågan samt att minska risken för marknadsmakt i knapphetssituationer. En utmaning är emellertid att hitta ett sätt för DR-aggregerare att ha så stor tro på framtida intäkter att de är villiga att satsa det som krävs för att komma in på marknaden. Som det är nu, är den största oron i Sverige och i många andra deltagande länder att marknadspriset inte har frambringat tillräckligt höga priser under tillräckligt lång tid för att attrahera delaktighet. Detta är både bra och dåligt. Det är bra då kraftpriset är relativt lågt och ny kapacitet inte behövs. Å andra sidan är det dåligt då man ser behovet av ny kapacitet i framtiden och man förstår att så länge efterfrågeresponsen kan vara det billigaste sättet att bibehålla en hög leveranssäkerhet, kommer den inte vara tillgänglig när den behövs. Sveriges Market Design projekt håller som bäst på att värdera olika affärsmodeller för att hantera den här utmaningen. Den mest lovande lösningen kallas Fastpris med returrätt. En australiensisk aggregerare jobbar på att komma runt saken med intäktssäkerheten på en Energy Only Market. De specifika detaljerna är konfidentiella men det går ut på att de säljer likvärdiga resurser till de lokala distributionsföretagen och/eller till återförsäljare bilateralt. Detta ger dem någon sorts intäktssäkerhet för år med låg eller ingen aktivitet och ger dem rätt kapacitet när det verkligen behövs. Energy Only Markets är antagligen det mest riktiga sättet att styra elsystemet från ett ekonomiskt perspektiv. Om både konsumenten och producenterna opererar mot ett synligt transparent spotpris finns det förutsättningar för en så effektiv balansering mellan utbud och efterfrågan som möjligt. Emellertid så finns det ett antal regleringstekniska, politiska och juridiska skäl till varför detta inte är en universell modell. Energy Only Markets hindrar inte DR-aktivitet. Ett levande bevis är Australien där DR-aggregerare baserar sig på bilaterala avtal med producenterna. Nackdelen är dock att den potentiella intäktsströmmen blir mer osäker. Orsaken är att DR-resurserna kanske bara behöver användas ett par gånger per år, eller ännu värre bara några gånger under flera år. Givet att potential för intäkterna är mindre förutsägbara på sådana marknader så kan det vara svårt för DR-aggregerare att bygga upp ett företag som enbart är inriktad på DR. Å andra sidan kan marknadsaktörer som kraftåterförsäljare, lokala distributionsföretag och kraftproducenter utveckla affärer genom att 14

avskärma sina existerande risker även om DR-resurserna bara behövs någon gång ibland självklart beror detta på kostnaderna att styra produkten jämfört med kostnaderna för andra motsvarande åtgärder. Kapacitetsmarknader Om den lokala marknadsstrukturen tillåter en kapacitetsstruktur och/eller en optionsstruktur så blir intäktsströmmen mer förutsägbar och varaktig. Detta skulle göra det enklare för DR-aggregerare att komma in på marknaden. Denna typ av marknad finns redan på marknader i USA så som ISO (Independent System Operator) New England, New York ISO och PJM (ISO i östra USA). Som ett resultat av detta har det i USA utvecklats ett växande antal företag som från början baserade sig enbart på DR-aggregering. ConsumerPowerline, till exempel, är en DR-aggregerare baserad i New York (City) som startade för bara några år sedan i grundarens lägenhet. Firman är nu nummer 60 på listan över de 500 snabbast växande företagen i USA. Idag erbjuder företaget även andra tjänster som tillägg till DR-aggregering på grund av efterfrågan från kunder, men DR-aggregering är fortfarande dess huvudsakliga intäktskälla. Efterfrågeresponsindustrin är relativ ny speciellt i förhållande till andra tjänster som erbjuds på elmarknaden. Det betyder att efterfrågeresponsindustrin måste hitta ett sätt att operera vid sidan av de andra tjänsterna. Tyvärr så betyder det också att normal industri inte har anpassat sina regler och affärsprocesser för att inkluderat DR. Behoven av marknadsregler och tillhörande teknik utformades kring redan existerande tjänster. Tyvärr bidrog dessa regler (t ex SCADA-mätningar) till att det från början var svårt för storskalig användning av DR. Det har visat sig att när DR-industrin fortsätter att växa och den visar sin förmåga att ge säker, pålitlig kapacitet när det behövs hittar elmarknaden sätt att undanröja många av de ursprungliga hindren. DR har emellertid inte nått sin fulla potential ännu och det finns flera skäl till det. Några orsaker är kulturellt betingade, några är orsakade av reglering (t ex konsumenterna är generellt isolerade från priset på spot- eller realtidsmarknaden) och ytterligare andra är institutionella (t ex att DR inte utformats för att passa in i avreglerade elmarknader). Alla deltagare i Task XIII tror att DR är användbart och viktigt för sina respektive marknader men de flesta tror inte att den bästa lösningen för hur man ska gå tillväga har identifierats ännu. En orsak är att DR fortfarande är ett relativt nytt koncept. Laststyrning och toppkap -produkter har en ganska lång historia men att infoga dem i nya liberaliserade marknadsstrukturer har en mycket kort historia. Som ett resultat fortsätter kraftindustrin och dess konsumenter att leta efter mer effektiva sätt för att kunna genomföra det. Några saker som har influerat sådana ansträngningar är: Tradegy of the Commons : Det största problemet som många pekar på är att det finns en klar fördel för samhället med DR men att det under vissa 15

omständigheter är svårt för enskilda aktörer att få tillräckliga stora direkta fördelar för att delta. Liberaliserad marknadsprocess: I de flesta fall tog inte den liberaliserade marknadsprocessen hänsyn till DR i utformningen av marknaden. Affärsprocesser och infrastrukturer blev därför tillförselorienterade. Det betyder att DR-aktörer inte bara behöver identifiera hur de kan hjälpa marknaden. De måste också arbeta tillsammans med lokala institutioner/ myndigheter för att tänka ut nya affärsprocesser som främjar DR. Projektteamet diskuterade en rad ämnen som påverkar utvecklingen av DR på sina lokala marknader. Några av dessa var unika för en marknad medan det fanns andra som kunde kännas igen av nästan alla deltagare. Vanliga utmaningar 1 Konsumentens kunskap - Vet inte vad DR är för något - Okunnig om sin efterfrågeflexibilitet - Okunnig om fördelarna med DR 2 Prissignaler - Konsumenter är vana vid fasta kostnader per kwh - Det finns ingen koppling mellan grossist och detaljistmarknaden - Begränsad användning av lägesberoende stamnätspriser. 3 Mätdata - De flesta mätarna som används idag mäter inte varje timme - Begränsad användning av standarder i utbyte av data - Begränsad incitament att göra nyinvesteringar 4 Marknadsoperationer - DR kan bli förhindrade att komma in på grossistmarknaden - DR måste anpassas till tillförselsidans marknadsregler Rekommenderade åtgärder - Utveckla en fallstudie som visar hur man kan tjäna pengar på DR. - Sätt igång en kunskapskampanj (radio, affischer, nyhetsrapporter, seminarier) - Använd DR-produkter och tariffprissättning som länkar konsumentbeteende med energikostnaden - Initiera försök att testa lokala marknader - Metoder för lastprofiler kan användas under vissa omständigheter - Tillåt ägarna till mätarna att finansiera uppgraderingskostnader - Om AMR används se till att funktionaliteten fungerar med önskad DR-produkt innan den installeras - Använd försök som visar DRs förmåga att bidra till grossistmarknaden 16