Flexibiliteten på elmarknadens efterfrågesida

1 (47)
Datum
Dnr
2002-09-27
Flexibiliteten på
elmarknadens
efterfrågesida – hur kan
potentialen hos små
elanvändare aktiveras?
STEM061 ver.W-1.0, 2001-10-16
Underlag för Svenska Kraftnäts utredning om
effektbalansen 2002-10-01
Box 310 • 631 04 Eskilstuna • Besöksadress Kungsgatan 43
Telefon 016-544 20 00 • Telefax 016-544 20 99
[email protected] • www.stem.se
Org.nr 202100-5000
Datum
2002-09-27
2 (47)
Datum
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.
Datum
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
Datum
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.
Datum
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
Datum
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
Datum
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
Datum
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.
Datum
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
Datum
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.
Datum
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
Datum
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
Datum
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.
Load duration 2001
30000
25000
20000
15000
10000
5000
Timmar
Figur 1. varaktighetskurva förbrukning år 2001
8785
8297
7809
7321
6833
6345
5857
5369
4881
4393
3905
3417
2929
2441
1953
1465
977
489
1
MWh/h
0
Datum
2002-09-27
15 (47)
Lastutveckling Sverige
24 000
MWh/h
22 000
20 000
18 000
16 000
14 000
12 000
1996
1997
25 perc
1998
Median
1999
2000
75 perc
2001
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.
Datum
16 (47)
8561
8133
7705
7277
6849
6421
5993
5565
5137
4709
4281
3425
2997
2569
2141
1713
1285
857
429
3853
2001
1500
1400
1300
1200
1100
1000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
1
SEK/MWh
2002-09-27
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.
Datum
2002-09-27
17 (47)
Fördelning av priser
7000
1999
2000
2001
6238
6000
5672
Antal timmar
5050
5000
4000
3190
3000
2838
2432
2000
1000
248
65 177
12 37
180
9 15 45 3
3 14 0
3
7
1
0
5
0
3
2
0
0
4
0
8 14 0
4
1
0
0-99
100199
200299
300399
400499
500599
600699
700799
800899
900999
10001999
2000-
SEK/MWh
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 prisflexibla1. 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
Datum
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.
Datum
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.
Datum
2002-09-27
20 (47)
Internationell utveckling
Energimyndigheten deltar sedan flera år i IEA-projektet Demand Side Bidding in
a Competitive Electricity Market2.
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.
Datum
2002-09-27
21 (47)
förbrukare, s k ”allmän försörjning”, innehållande såväl hushåll som offentliga
byggnader (t ex skolor) och kommersiella fastigheter.
Datum
2002-09-27
Lastkategori
22 (47)
Effektpotential som funktion av utkopplingstid (MW)
0-15 30 min 1 h
2h
4h
8h
min
750 750
750
750
750
0
Bostäder,
varmvattenbere
dare
Bostäder,
1700 1700
1700
1100** 1100** 1100**
uppvärmning*
Kommersiella
80
80
80
80
80
20
fastigheter,
varmvattenbere
dare
Kommersiella
800 700
550
350**
350**
350**
fastigheter,
uppvärmning
och
luftventilation*
Kommersiella
1200 1200
540*
540**
540**
540**
fastigheter,
uppvärmning
rumsvärme*
Kommersiella
150 150
150
150
150
150
fastigheter,
elektrisk
gatuvärme
* 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.
Datum
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.
Datum
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 reduktioner1.
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
Datum
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 Ebox 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.
Datum
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
Datum
2002-09-27
27 (47)
kraftsystemets driftsituation. Möjligheter att snabbt få feedback är också
nödvändigt för att kunderna ska kunna se sina egna förbrukningsmönster
och se utfallet av sina åtgärder.
•= Ett led i leverantörens serviceutbud: möjligheter till efterfrågeåtgärder
med denna utformning vidgar kundens valmöjligheter långt utöver rätten
att välja elleverantör och ger kunden i förlängningen möjlighet att påverka
elpriset
EPRIs slutsats: Väl utformade DR-optioner kan lindra marknadens volatilitet bara
om de är integrerade i de underliggande operationerna i energiföretaget.
Prissättning, incitament, mätning, information och automatiseringsteknologier
måste alla integreras för att skapa ett fullt ut fungerande system som dynamiskt
balanserar tillgång och efterfrågan.
Det finns få exempel på den typ av system som EPRI avser. I det följande
beskrivs ett av de mer intressanta programmen.
RSVP
För ca två år sedan införde Gulf Power ett nytt efterfråge program, RSVP, som
kombinerar en konventionell tidstariff med ett extrempris, som vid behov kan
sändas ut till kunderna i realtid. Programmet stöds av avancerad mätning och
kontroll av styrda utrustningar.
RSVP använder prisstrukturen som en metod att uppmuntra och ersätta kunder för
att ändra/flytta laster i direkt proportion till energiföretagets behov. Till skillnad
från alla andra program i USA, kombinerar RSVP incitament och teknologi till ett
äkta ”distribuerat” program. Kunderna använder den integrerade pris/kontrollteknologin för att bestämma hur, när och i vilken utsträckning de ska modifiera
sin elanvändning en given dag. Programmet är också unikt i det att det faktiskt tar
ut en avgift av sina deltagare.
Programmet består av:
•= en innovativ fyrdelad prisstruktur
•= en styrbar termostat som kan programmeras med konventionella
inställningar men också med prisaktiverade laststyrningsmöjligheter
•= en terminal som kan läsa av elmätaren
•= utrustning för elnätskommunikation som kunden kan använda för att
kontrollera laster som svar på energiföretagets prissignaler
Kunderna kan programmera sina termostater och laster för att svara mot den
konventionella tredelade tidstariffen (höglast, medellast och låglast för givna
perioder) och det fjärde superpeakpriset, som kan sändas ut av energiföretaget till
kundernas anläggningar vid behov. Själva styrningen sker sedan automatiskt
enligt kundens programmering. Terminalen kommunicerar med energiföretaget
via radio och telefon och med lasterna i hushållet genom elnätskommunikation.
Datum
2002-09-27
28 (47)
Frivilliga Demand Bidding program
På de flesta konkurrensutsatta marknader delas affärsrisker mellan motparterna.
En kund eller en säljare utan egen produktion vill skydda sig mot höga priser
medan producenten är ett exempel på en part som vill skydda sig för låga priser.
Det har i USA utvecklats nya former för hur dessa parter kan träffa
överenskommelser. Ett exempel är så kallade frivilliga demand bidding program,
där energiföretaget eller en mellanhand signalerar ett pris, som kunden reagerar på
genom att lämna ett bud på hur stor reduktion han är beredd att göra om budet
antas. Det har utvecklats internetbaserade ”marknadsplatser” för att hantera denna
typ av budgivning. Denna typ av produkter är idag endast tillgänglig för större
kunder.
De flesta program som är i drift är begränsade i den meningen att det rör sig om
en relation mellan energiföretaget och dess kunder. En kund som skulle vilja ha de
möjligheter som RSVP ger, kan inte få det om inte hans leverantör erbjuder ett
sådant program.
Genom att handla med förbrukningsåtgärder (DT) kan kundernas priskänsliga
efterfrågereduktioner komma i kontakt med marknaden. DT bygger på olika
angreppssätt, såsom frivilliga demand bidding program, avbrytbara kontrakt av
olika slag och realtidsprissättning. Detta öppnar för olika marknadsinstrument
såsom futures och optioner.
Handel med efterfrågeåtgärder kan utgöra kostnadseffektiva
riskhanteringsinstrument på elmarknaden och därmed bidra till att öka
marknadens effektivitet och stabilitet.
För att kunna skapa en öppen, konkurrensutsatt handelsmodell krävs:
•= Det ska vara lätt för köpare och säljare att hitta varandra och genomföra
transaktioner
•= Det krävs öppna protokoll och flera säljare och köpare som kan handla
med standardiserade kontrakt
•= Goda möjligheter att förvandla sin tillgång till pengar
•= Fysiska och finansiella risker måste identifieras och kunna överföras till
handelsbara instrument
Det ställs således stora krav på förnyelse innan en fullt ut fungerande handel med
efterfrågereduktioner kan uppstå. På vägen är det viktigt att nya efterfrågeprogram
utformas så att de kan integreras i ett utvidgat marknadskoncept.
Datum
2002-09-27
29 (47)
Situationen i Sverige
I Sverige har det största intresset under senare år ägnats stora elanvändare såsom
massa och pappersindustri, järn- och stålindustri mm. I projektet Industribud har
ett angreppssätt utvecklats för att ge elkunder som inte är utsatta för spotprisets
kortsiktiga variationer möjlighet att ändå kunna ”sälja tillbaka” effekt. Även för
kunder som är utsatta för spotprisets variationer har former utvecklats för att
säkerställa att de åtgärder som genomförs av kunden inte orsakar kostnader för
leverantören. I sin ursprungliga form innebar Industribud att avtal skulle träffas
mellan kund och leverantör, som innebar att kunden fick möjlighet att lämna
neddragningsbud som input till leverantörens budgivning på Elspot. Avtalet
reglerar ersättning till kunden, verifiering, kostnadsfördelning om åtgärden inte
kommer till stånd, mm. I denna form fanns inte någon fast ersättning till kunden.
I samband med Svenska Kraftnäts effektupphandlingar under vinter/vår
2001/2002 har stora förbrukare inbjudits att erbjuda effekt. I detta sammanhang
har industribudskonceptet legat i botten, men Svenska Kraftnät lämnar en viss fast
ersättning för att effekten ska hållas tillgänglig. Företagen är skyldiga att bjuda in
effekten på Elspot när Svenska Kraftnät signalerar risk för effektbrist. I och med
att en fast ersättning har erbjudits, har intresset från kundernas sida ökat. Att vara
beredd att vid avrop kunna kortsiktigt reducera sin elförbrukning kräver
investeringar i teknik och rutiner, ansvarsförhållanden osv. Därför krävs en
tillräckligt stabil köpare av tjänsten för att det ska vara intressant att genomföra
det som krävs. Svenska Kraftnäts upphandling avser stora effekter, minst 20 MW.
Endast ett mindre antal företag kan leva upp till de kraven.
Före elmarknadsreformen
I slutet av 80-talet drev Sydkraft ett antal intressanta projekt, i samverkan med
bl.a. svensk energiutveckling AB och Linköpings Tekniska Högskola. Sydkraft
behövde öka sin kapacitet med 100 MW för att klara toppförbrukningen kalla
vinterdagar enligt då gällande leveranssäkerhetskrav.
Projektet syftade till att visa att laststyrning av kunder kunde ersätta investering i
gasturbin till lägre kostnad. Tekniklösningar togs fram och demonstrerades och
marknadsföring av nya avtalsformer testades. Man vände sig till olika
kundkategorier och genomförde ett komplett pilotprojekt med avtal, installationer
och provning, som skulle kunna skalas upp till 100 MW.
Följande förutsättningar ställdes upp:
Direkt laststyrning:
Styrbart från Sydkrafts kontrollrum
Hantera problem med återvändande last
Datum
2002-09-27
Kommunikationslösningar
Indirekt:
Kunden styr bort förbrukning från höglasttid permanent med ekonomiskt
incitament.
30 (47)
Datum
2002-09-27
31 (47)
Följande tabell visar försäljningsfasen. Den kampanj som bedrevs kallades
Toppkap.
Kund-grupp
Mål, effektred MW
Mål, antal
avtal
Utfall,
effekt-red
Utfall, antal
avtal
Industri
7
25
8,1
25
Värmepump
ar i
2
2
2,7
2
Lokaler
1
50
0,4
20
Småhus
5
1400
5,6
1400
Summa
15
1500
16,8
1450
Som framgår av tabellen var projektet framgångsrikt. Man lyckades uppfylla
målen med råge när det gäller effektbesparing. Resultaten visade att laststyrning
skulle bli billigare än att bygga en gasturbin.
Styrningen av småhus innebar således styrning av värme och varmvatten med en
nyutvecklad styrutrustning. Denna utrustning gav dessutom viss
komfortförbättring för hus med direktel. Möjlig effektreduktion var i genomsnitt
fyra kW per hus. En viktig del i utrustningen i husen utgjordes av ett system för
att begränsa problemen med så kallad återvändande last. Om elförsörjningen till
ett område med elvärmda hus avbryts en kall dag, kommer huset att bli utkylt. När
elen återkommer, kommer effektuttaget att bli högre än före avbrottet för att
temperaturen i huset ska återställas. Detta förhållande ställer särskilda krav på de
utrustningar som används för att styra bort värmeeffekt från hus utan alternativ
värmekälla för att inte nätproblem ska uppstå.
Kostnaderna var i samma storleksordning som en gasturbin men jämfört med
andra kundkategorier i försöket var hushållen betydigt dyrare.
På företagssidan byggde försöken bland annat på att företagen installerade en så
kallad energidirigent, en form av intelligent effektvakt. Denna typ av utrustningar
finns i många företag och skulle enkelt kunna kompletteras med en möjlighet för
mottagning av styrsignaler.
Datum
2002-09-27
32 (47)
Efter elmarknadsreformen
Konkurrensutsättningen av elmarknaderna och det faktum att man skiljer mellan
nätverksamhet och elförsäljning, har i praktiken gjort det mer komplicerat att
utnyttja flexibilitieten på efterfrågesidan. Rundstyrningsutrustningar har i många
fall monterats ner. Rätten att koppla bort ligger, i de fall sådana kontrakt
fortfarande är i kraft, oftast på nätägaren. I de fall leverantör och nätägare tillhör
samma koncern förekommer dock trepartsavtal som innebär att även leverantören
kan utnyttja bortkopplingsmöjligheter. Inte sällan rör det sig om gamla avtal som
har anpassats till den nya situationen. Det betyder också att antalet sådana avtal
sjunker. Begreppet sekunda kraft är avskaffat.
Tidigare tillämpades olika tariffer för olika kundkategorier. Elvärmekunder hade
ofta tidstariffer, som stimulerade till anpassning av förbrukningsmönstret med
hänsyn till elproduktionskostnadens variationer. Idag erbjuder vissa nätägare
fortfarande tidstariff som en form av nättariff, men såväl utbud som efterfrågan på
denna tariff minskar. Sollentuna Energi har nyligen infört en effekttariff för
hushållskunder och avser att utveckla konceptet ytterligare. Effekttariffen
förutsätter mätare som klarar att fånga upp toppeffekter. Nättarifferna är föremål
för reglering och ska vara skäliga. Det är angeläget att ha en öppen attityd till
försök med nya pris- och tariffstrukturer.
På elhandelssidan finns idag i princip inte någon differentierad prissättning till
småkunder. Under de första åren efter elmarknadsreformen sjönk elpriset kraftigt.
Det kom även kunderna till del. Det ledde till att kundernas intresse för att
ytterligare sänka sina elkostnader minskade. I och med att schablonreformen
infördes den 1 november 1999 kunde en villaägare tjäna större pengar på att välja
rätt elleverantör än på att anpassa sin förbrukning efter en variabel tariff. Det
medförde bland annat att användningen av elvärme ökade bland kunder med
kombipanna medan användningen av alternativen olja och ved minskade. En
annan tendens är att kombipannor ersätts med värmepumpar, vilket innebär att
flexibiliteten i allmänhet går förlorad. Dessutom spär värmepumpar på
förbrukningstopparna vid sträng kyla, då värmepumparna i allmänhet måste
kompletteras med eller ersättas av en elpatron.
Priset på spotmarknaden varierar timme för timme med tillgång och efterfrågan
på marknaden. Det innebär att en aktiv kund har pengar att tjäna på att vara
flexibel och kunna anpassa sitt eluttag efter priset, dvs. att öka sin förbrukning vid
låga priser och minska den då priserna är höga. Ett sådant förbrukningsmönster
skulle medverka till att öka lutningen på efterfrågekurvan i Nordpool och minska
risken för såväl extrema pristoppar som risken för att det inte går att bilda något
priskryss.
Det finns emellertid ett viktigt krav som behöver vara uppfyllt för att detta ska
komma till stånd: kunden behöver vara utsatt för spotpriset i realtid för åtminstone
en del av sin förbrukning. Det är endast undantagsvis fallet. Huvuddelen av såväl
stora som små elkunder köper sin el till fasta kontrakt, dvs. de köper rätten att ta
ut så mycket el de vill inom vissa gränser, till ett givet pris. En leverantör som är
Datum
2002-09-27
33 (47)
utsatt för spotpriset kan emellertid föra ner styr- eller prissignaler och på så sätt
skapa incitament för sina kunder att kortsiktigt påverka förbrukningen.
I Norge och Finland finns ett mindre antal stora industrier som agerar direkt på
Nordpool, medan de svenska industrierna handlar el via en leverantör eller
elhandlare. Orsaken till dessa skillnader kan dels ligga i skillnader i attityd, dels i
skillnader när det gäller krav och risker med att operera direkt på elmarknaden.
Även i Sverige finns ett antal stora företag som är direkt utsatta för spotpriset när
det gäller hela eller delar av sin leverans. Vissa av dessa kan agera på elbörsen via
sin leverantör. Det finns indikationer på att denna kategori företag på senare tid
har agerat mer aktivt än tidigare vid effekttoppar. Det rör sig dock om en mycket
liten del av den totala förbrukningen. Fortfarande gäller att många av de företag
som är utsatta för spotprisets variationer ändå inte agerar prisflexibelt.
Huvuddelen av marknaden är således inte utsatt för de prissignaler som elbörsen
ger. Samma förhållande gäller på andra marknader än den nordiska.
Studier och projekt
Potentialen för neddragning av effekt vid höglastsituationer har undersökts vid ett
antal tillfällen under senare år. Det är främst den elintensiva industrin som har
studerats. Energimyndigheten finansierar tillsammans med Svenska Kraftnät
projektet Industribud (redovisas i Svenska Kraftnäts rapport från
effektbalansutredningen). Syftet är att få in efterfrågebud på spotmarknaden. I
projektet har potentialen inom industri tillsammans med reservkraftaggregat vid
sjukhusen bedömts uppgå till minst 1600 MW.
Man kan dela upp företagen i två kategorier efter hur de köper sin el. Företag som
har fast elpris och således inte känner av spotpriset, och företag som till någon del
känner av spotpriset. För att de företag som inte känner av spotpriset ska kunna
sälja tillbaka el har ett utkast till tilläggsavtal för elleveransen tagits fram.
Tilläggsavtalet reglerar bland annat hur budgivning ska ske och hur kostnader och
vinster ska delas. Det är angeläget att även företag som känner av spotpriset
tecknar tilläggsavtal med sin leverantör. Orsaken är att detta möjliggör att
företagets effektneddragning påverkar leverantörens bud till elspot. I annat fall
kan företagets effektneddragning innebära kostnader för leverantören.
Nedanstående bild visar en utbudskurva för bedömda effektanpassningar bland de
elkunder som har besökts i projektet, dvs. den ersättning industriföretaget anser
sig behöva ha per avstådd MWh för att exempelvis avstå från viss produktion
under en eller flera timmar.
Den högsta pristopp som hittills har inträffat låg på drygt 4000 kr/MWh under en
timme den 24 januari 2000. En förutsättning för att denna typ av bud ska komma
att äga rum är att det inte läggs ett tak för priset på spotmarknaden och att
Datum
2002-09-27
34 (47)
pristopparna blir tillräckligt höga för att det ska finnas pengar att tjäna för
företagen.
Industribudkonceptet innehöll ursprungligen inga fasta ersättningar. Svenska
Kraftnät har emellertid i sina upphandlingar av effektreserver bjudit in även
industrier att lägga bud. Så upphandlade effektreduktioner får en fast ersättning
för att finnas tillgängliga. När Svenska Kraftnät bedömer att det finns risk för
effektbrist är företaget skyldigt att lägga bud på Elspot. Möjligheten att få en fast
ersättning har påtagligt ökat intresset från företagens sida.
Som framgår av figuren förutsätter en stor del av potentialen hos de besökta
företagen mycket höga priser på Elspot. Detta kan ses som en av orsakerna till att
potentialen hos mindre elanvändare är intressant.
Olägenheten av effektreduktioner är i allmänhet betydligt lägre för hushåll än för
en näringsidkare. Det innebär att ett hushåll borde kunna tänkas acceptera
bortkoppling mot betydligt lägre ersättning än en industri. Detta motverkas dock
av betydande kostnader för kundbearbetning, tekniska installationer och system
som kan hantera effektreduktioner från många kunder.
Möjligheter att styra hushållskunder
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.
Hushållen själva borde, mot bakgrund av stigande elpriser och handelsmarginaler
vara intresserade av att påverka sina kostnader. Samtidigt visar de flesta studier att
det är svårt att påverka hushållens beteende. Det leder till tanken att styrning
behöver ske med automatik. Men den bör också kunna påverkas av kunden.
Datum
2002-09-27
35 (47)
Slutligen är det angeläget att kunden får ersättning som avspeglar marknadsvärdet
för vad han gör.
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 försök 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
utgjorts av 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.
Schablonavräkningen
I stort sett samtliga hushållskunder är schablonavräknade. Vidare gäller att flera
leverantörer kan ha kunder i samma schablonområde. Om en grupp kunder drar
ner sin förbrukning kommer samtliga leverantörer att kunna tillgodoräkna sig
detta. Det krävs avancerat samarbete mellan flera aktörer och nya
avräkningsmetoder för att korrigera detta. Motsvarande problem uppstår om
nätägaren styr ner effekt i nätområdet.
Osäkerheten i schablonmetoden betyder också att osäkerheten kan vara stor i de
leverantörernas förbrukningsprognoser. Det innebär att det sällan är intressant att
aktivera förbrukningsåtgärder för att förbättra sin balans efter Elspots stängning,
ens om spotpriset är högt. Leverantören vet helt enkelt inte om han är i obalans
eller inte. Detta förhållande framhålls ofta av elsäljare som ett skäl att inte arbeta
med förbrukningsåtgärder.
Timvis mätning
Timvis eller i varje fall tätare mätning innebär i sig ett incitament för effektivare
elanvändning. Flera nätägare som har infört timvis mätning har installerat system
som gör det möjligt för kunden att via internet följa sin elförbrukning i form av
kurvor. Även utan ytterligare incitament innebär detta ofta att kunden ser över sin
förbrukning.
Timvis mätning ger också bättre förutsättningar för att fastställa hur stor
förbrukningsreduktion som har skett. Det är dock omöjligt att mäta ickeförbrukning. Metoder för att fastställa förbrukningsreduktionen så väl som möjligt
är viktiga på en marknad.
Datum
2002-09-27
36 (47)
Om syftet är att fastställa den sammanlagrade reduktionen hos en grupp av
kunder, behöver dock inte varje kund mätas. Det är således möjligt att skapa
hybridsystem, där de enskilda små kunderna ersätts med någon form av fast
ersättning medan den aktör på elmarknaden som har avtal med dessa kunder
handlar med de samlade effektreduktionerna enligt marknadspris.
Om kunderna timavräknas skapas de bästa förutsättningarna för att utforma
system som är tillfredsställande för alla parter. Det är emellertid förenat med
kostnader. Det är framför allt kommunikationssystemen för fjärravläsning som
kan medföra stora kostnader eller helt enkelt fungera otillfredsställande, främst i
vissa landsbygdsområden. Det finns än så länge inte tillräckliga skäl för att
rekommendera att timvis mätning införs exempelvis för alla elvärmekunder.
Kundens incitament
Kundens incitament att medverka i ett program eller på en marknad för
efterfrågeåtgärder är i princip två:
•= Att begränsa sina energikostnader – intresset för detta kan väntas öka i takt
med stigande energipriser
•= För att hantera risker på en allt mer volatil elmarknad – detta förutsätter att
kunden antingen är utsatt för elprisets variationer eller har en uppgörelse
som ger kunden marknadsmässig ersättning när efterfrågeåtgärder
aktiveras
I ett vidare perspektiv skulle en tätare mätning och avräkning skapa
förutsättningar för kunden att påverka sina elkostnader, inte bara genom att välja
elleverantör, utan också genom att styra sin förbrukning på ett sätt som gynnar
systemet – och få ersättning för detta. Med en flexibel prissättning skulle detta
kunna skapa incitament att anpassa elförbrukningen. För en elvärmekund skulle
detta på sikt kunna skapa incitament för investeringar i flexibilitet eller i varje fall
för att behålla den flexibilitet som exempelvis en kombipanna ger. Det skulle
också kunna ge kunden ett incitament att investera i styrautomatik. Nya aktörer
skulle kunna erbjuda installation av styrautomatik samt tjänsten att sända
prissignaler. Denna tjänst behöver inte nödvändigtvis vara knuten till de
traditionella aktörerna på marknaden.
Den vinst en kund kan göra kan dock variera kraftigt mellan olika år. Incitamentet
har både att göra med priset på eventuellt ersättningsbränsle och med de
kortsiktiga prissvängningarna. En flexibel kund kan emellertid också tjäna pengar
på att välja rörligt elpris. Påslaget på ett rörligt elpris är i allmänhet betydligt lägre
än de marginaler som tas ut vid fast pris.
En tätare mätning skapar således förutsättningar för kunden att tillgodogöra sig
nya möjligheter att optimerera sin energianvändning med avseende på pris.
Det bör dock noteras, att en stor del av de kunder som idag är timmätta har valt
fastprisavtal. För timmätta kunder med fastprisavtal öppnas dock möjligheter för
Datum
2002-09-27
37 (47)
kunden att vid de tillfällen då det finns en efterfrågan sälja tillbaka effekt till
marknadsmässiga priser (jämför Industribudkonceptet).
Laststyrning av schablonavräknade hushållskunder med elvärme
Det följande exemplet utgör en modernisering av det koncept som utnyttjades i
Toppkap-projektet och förutsätter inte timmätning av alla kunder. Det är en
lösning där någon aktör kan styra bort effekt från sitt kontrollrum. Initiativ kan tas
av systemansvarig, leverantör, nätägare eller någon tredje part. All nödvändig
teknik finns tillgänglig på marknaden och det finns goda förutsättningar för att
vidareutveckla de koncept som finns. För att inte komplicera konceptet bör denna
typ av lösning övervägas för homogena kundgrupper.
Slutförbrukare, leverantörer, balansansvariga och Svenska Kraftnät berörs alla av
effektåterköp.
Det finns många frågetecken när det gäller hur olika roller ska fördelas både i
praktik och administration. Det finns inget behov av varseltid, varför lösningen
kan vara intressant även som reglerresurs eller störningsreserv.
F ö rb ru kn in g ku n d
Tim vis e ffe k t (M W)
6
4
2
0
0
6
12
18
24
T im m e
Elv ärme - Sty rd
Elv är me - Os ty rd
Figur 5. Uttag för en typkund under en normal dag (dvs ostyrd) resp under en dag
med effektreduktion (styrd).
Datum
2002-09-27
38 (47)
Styrning av 50 000 elvärm ekunder
T im vis e ffe k t (M W)
200
100
0
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
-100
-200
T im m e
Figur 6. Aggregerad effekt på dygnsprofilen orsakad av styrning hos 50 000
elvärmekunder.
Effektstyrningen i det tänkta exemplet reducerar effekten i alla berörda nät under
timme 8 och 9, samt ökar den under timmarna 12-17. Detta kan påverka det
maximala effektuttaget från överliggande nät. Blir det lägre än utan styrning har
det normalt ingen betydelse, men blir det större kan det få betydande negativa
konsekvenser för lokalnätägaren i de fall den abonnerade effekten överskrids.
Om någon annan än balansansvariga kan beordra styrning med kort varsel, kan
balansansvarig inte få med detta i sin prognos. Resultatet blir att någon annan kan
orsaka extra reglerkostnader för de styrda kundernas balansansvariga. Detta är
inte rimligt.
Om styrningen endast avser timavräknade kunder påverkas inte övriga
balansansvariga i det aktuella nätet. Däremot gäller att vid schablonavräkning är
det nätets förbrukningsprofil som fördelas på alla balansansvariga. Resultatet blir
att om någon schablonkund styrs så påverkas förbrukningsprofilen och därmed
den kurva som alla balansansvariga ska balansavräknas efter. Detta kan
naturligtvis inte balansansvariga som inte tar del i styrningen ta hänsyn till när de
planerar sin kraftanskaffning för nästa dygn.
Förslag till lösning
Förslaget bygger på att man delar upp balansavräkningen i avräkning för Normal
leverans, dvs den förbrukning som skulle inträffat utan effektåterköp, och
avräkning för Effektåterköp. Detta görs genom att:
Verklig timvis förbrukning efter effektåterköp fastställs.
Motsvarande förbrukningskurva utan effektåterköp under aktuellt dygn
uppskattas.
Datum
2002-09-27
39 (47)
Leveransen, dvs. den justerade förbrukningskurvan från punkt 2 ovan
balansavräknas.
Effektåterköpet, dvs. skillnaden mellan den justerade kurvan och den verkliga
kurvan balansavräknas.
En lämplig modell för Schablonavräknade kunder av samma kategori är att:
1. Ta fram typiska förbrukningsprofiler (typkurvor) för ostyrda dygn hos en
grupp av den aktuella kundkategorin.
2. Ta fram typiska förbrukningsprofiler för styrda dygn hos en grupp av den
aktuella kundkategorin.
3. Beräkna kurvan för effektåterköpet som skillnaden mellan (1) och (2).
Frågan är då vem som ska genomföra dessa beräkningar.
Den lämpligaste modellen är att:
•= Nätägaren beräknar effektåterköpen för schablonkunder och för
timavräknade kunder, aggregerat per balansansvarig (och leverantör)
•= Nätägaren rapporterar effektåterköpet till Svenska Kraftnät, aggregerat per
balansansvarig, i form av timserier uppdelat i schablon och timavräkning
samtidigt med rapporteringen av övriga timserier
•= Svenska Kraftnät beräknar verklig förbrukningsprofil och ostyrd
förbrukningsprofil för schablonnäten
•= Svenska Kraftnät beräknar verklig förbrukningskurva och ostyrd
förbrukningskurva per balansansvarig för de timavräknade kunderna
När det gäller små elkunder, t ex småhus med direktelvärme, är effektåterköpet
per anläggning så litet att det kräver standardiserade avtal med
schablonberäkningar av styrda effekter. I samband med verifieringen av Sydkrafts
ToppKap-projekt visades det att den genomsnittligt bortstyrda effekten från
elvärmda småhus vid dimensionerande förhållanden blev cirka 4,5 kW/hus. Detta
var 0,5 kW mer än vad som ursprungligen antagits.
Förutsatt att en stor aktör gör en upphandling på minst 1000 utrustningar och
installationer, uppgår den totala investeringen hos en kund till cirka 5500 SEK,
vilket ger en årskostnad på cirka 900 SEK med rimliga kalkylräntor och
avskrivningstider. Detta är ungefär lika mycket som styrningen är värd (4,5 kW á
200 SEK=900 SEK per år).
De gjorda undersökningarna visar således att:
•= det finns teknisk möjlighet att utnyttja kortvariga effektåterköp i det
svenska systemet
•= all nödvändig teknik finns
•= om effektåterköpet värderas till 200 kr/kW och år, kan lönsamhet nås hos
samtliga kundgrupper jämfört med en gasturbin
•= särskilda rutiner måste etableras för att korrigera schablonavräkningen
Datum
2002-09-27
40 (47)
Exemplet visar att det är möjligt att styra schablonavräknade småhuskunder. Det
visar också att kostnaden per kund fortfarande är förhållandevis hög trots att man
avsiktligt har valt ett mycket enkelt system. Slutligen visar det att det krävs ett
avancerat samarbete mellan olika aktörer för att avräkningen ska bli riktig.
Avgörande för om systemet ska vara intressant är om det ger möjligheter för
kunden att sänka sina energikostnader. Det måste då ställas mot andra tänkbara
sätt för kunden att göra detta.
Förutsättningar för olika kundkategorier
En stor elanvändare behöver ofta göra ingrepp i produktionsprocessen för att
kunna bjuda tillbaka effekt. Detta medför att de bud som lämnas av dessa företag
ofta förutsätter mycket höga priser på Elspot, vilket framgick av Industribudkurvan.
Kraven på priser för att neddragning ska vara lönsam är lägre i de fall då det finns
en bränsleflexibilitet, typexemplet är elpannor som kan ersättas med oljepannor,
respektive kombipannor i småhus. Vid fast elpris har prisrelationen mellan oljeoch elpris under senare år varit sådan att det har lönat sig att alltid köra med el
oberoende av spotprisets nivå. De större elpannorna har alltmer kommit att
omfattas av olika typer av arrangemang som leder till att de inte körs vid
effekttoppar. När det gäller mindre elpannor samt småhus med kombipannor
saknas idag i de flesta fall incitament att växla till ersättningsbränsle ens vid
mycket höga priser.
Likaså bör det vara möjligt att köra reservkraftanläggningar till en kostnad som
motsvarar bränslekostnaden. I många fall krävs dock investeringar för att dessa
anläggningars effektkapacitet ska kunna tillgodogöras.
Samtal med konsulter i branschen visar att det finns ett stort antal kunder med
såväl rörligt elpris som bränsleflexibilitet som inte har tillgång till lämplig
styrautomatik. Här finns ett utrymme för nya tjänster.
Lövåsens sågverk valde för några år sedan att köpa el till elpannorna till spotpris.
I början följde man spotprisets variationer manuellt och fattade utifrån den
informationen beslut om hur man skulle köra sina pannor. Denna manuella metod
visade sig lönsam, men riskabel. Det fanns en risk för att en plötslig pristopp inte
skulle uppmärksammas. En pristopp som den den 24 januari 2000 skulle direkt ha
raderat alla vinster av det rörliga elpriset om elpannan hade körts.
Lövåsen har därför installerat ett automatiskt system för att styra pannorna mot
elpriset i förhållande till oljepris. Systemet innebär dessutom en förbättring när det
gäller att ta hänsyn till andra styrfaktorer. Denna typ av styrsystem kan fungera
helt autonomt i förhållande till leverantör och nätägare. Tillgången till oljepannan
innebar att man i praktiken har ett elpris med tak, där takpriset utgörs av
kostnaden för att köra oljepannan istället för elpannorna, i det aktuella fallet ligger
Datum
2002-09-27
41 (47)
brytpunkten kring 30 öre/kWh. Under år 2001 låg elpriset över brytpunkten under
319 timmar.
Slutsatsen av detta är att en kund för att våga utsätta sig för spotpris behöver ha
dels flexibilitet, dels kunna styra med en automatik som direkt avspeglar priset
timme för timme. Denna automatik löser emellertid inte leverantörens dilemma
om inte kunden informerar leverantören om sin körstrategi. Om många måttligt
stora kunder gör på detta sätt, kan leverantören ta hänsyn till de olika kundernas
strategier i sin budgivning till Elspot. Om det rör sig om enstaka stora kunder,
ligger det i leverantörens intresse att teckna avtal med den priskänsliga kunden om
information om hur man avser att köra. Detta minskar leverantörens risker.
Lönsamheten för företaget förbättras ytterligare om nättariffen reduceras i utbyte
mot bortkopplingsmöjlighet även från nätsidan.
Detta exempel visar att incitamenten kan komma från flera håll. Det är inte bara
vid effekttoppar som denna lösning är lönsam.
I stort sett samtliga företag är beroende av el för sin verksamhet oberoende av om
förbrukningen är liten eller stor. Det finns ofta en viss potential för kortsiktig
neddragning av lasten. Större neddragningar innebär dock i de flesta fall att
driften störs, vilket leder till kostnader. De flesta företag vill inte ta onödiga risker
när det gäller inköp av el.
Det finns stora möjligheter att sänka effektuttaget och dessutom i vissa fall spara
energi genom att analysera företagets förbrukningsmönster och införa utrustningar
för att styra effektuttaget av typ ”energidirigent” för att optimera användningen.
Denna typ av utrustningar används idag för att optimera elanvändningen utifrån
de incitament som ges av nättariffens konstruktion. De kan anpassas för mer
avancerad och dynamisk styrning. Kostnaden är måttlig och installation i
allmänhet lönsam. Extrakostnaden för att utöka styrmöjligheterna är i de flesta fall
liten.
Incitamentsstruktur och aktörer
För att ett marknadssystem för ökad flexibilitet på efterfrågesidan ska komma till
stånd krävs att det finns en incitamentsstruktur som gör det möjligt.
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.
De stora producenternas intresse av att främja efterfrågeåtgärder kan förväntas
vara begränsat så länge dessa åtgärder konkurrerar med befintliga toppkraftverk
eller minskar lönsamheten i planerade kraftverk.
Datum
2002-09-27
42 (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 bland annat 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 hos de organisationer som
ägnar sig åt kraftanskaffning, medan säljsidan inte har den kunskapen och
inte heller känner av dem.
•= 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 anpassa sig till
spotprisets variationer.
Nätägarna har redan idag vissa bortkopplingsavtal, främst med elpanneägare, för
att kunna hantera begränsningar i näten. Vissa nätägare kan även ha incitament att
hålla nere abonnemang mot överliggande nät samt för att undvika investeringar i
nätet. Vidare gäller att nätägarna har den långsiktiga relationen till kunderna, har
ansvaret för mätning och rapportering. Detta skulle kunna medföra att det i vissa
nät är lönsamt att införa någon form av system för att styra laster.
Nätägare är också skyldiga att kunna koppla bort kunder efter order från Svenska
Kraftnät. Detta är en nödåtgärd som ses som en sista möjlighet. I detta
sammanhang skulle en möjlighet för nätägarna att genom frivilliga avtal kunna
koppla bort på ett mindre urskillningslöst sätt vara intressant.
Erfarenheter från Norge visar att det under vissa förutsättningar är lönsamt att
kunna styra kunder inom nätområdet, men att kostnaderna för att kunna styra
hushållskunder är betydligt högre än när det gäller elpannor, större lokaler osv. I
Datum
2002-09-27
43 (47)
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.
Regelverk och incitamentsstruktur skiljer sig åt mellan Sverige och Norge. Det är
därför viktigt att genomföra försök och studier i Sverige som inte i första hand
inriktas på teknik utan på skapande av marknadsplatser och incitamentsstrukturer.
Detta kräver en öppenhet att pröva olika lösningar.
Datum
2002-09-27
44 (47)
Mot en marknad
Köpare
Om en marknad ska komma till stånd handlar det inte bara om att exempelvis en
leverantör ska sälja in ett koncept. I lika hög grad mycket måste det komma
intresse från kundsidan. Men då krävs även att det finns köpare. Det är inte givet
att den leverantör som kunden köper el av har intresse av att avtala om
effektreduktioner. För att det ska finnas pengar i möjligheter till effektstyrning
måste det på sikt finnas flera köpare.
Aggregator
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. Aggregering av laster är också intressant därför att
sammanlagringseffekten minskar osäkerheten i de uppskattningar som görs av hur
stor last som verkligen styrs bort. Detta kan gälla såväl betydande laster från
industriprocesser med ojämn belastning som små laster från hushållskunder. När
det gäller hushållskunder innebär aggregering att behovet av mätning kan
begränsas. Att aggregera och förädla laster så att de sedan kan ingå i en
budgivning på en marknadsplats ställer nya krav på avancerad
informationsbehandling.
Utveckling och försök med internetbaserade programvaror pågår i Norge. Dessa
är idag helt inriktade på Statnetts upphandlingar av effekt. Avsikten är att även
anpassa dem till marknadsplatser som Nord Pool. Liknande utveckling pågår även
i USA.
Att skapa en marknadsplats
Ser man till de projekt som pågår i USAs branschforskningsinstitut EPRI om
Market Driven Demand Response, finns det skäl att utforma enskilda kundavtal
på ett sådant sätt att lasterna kan förädlas och handlas på en marknadsplats. De
erfarenheter som finns i USA bla från elkrisen i Californien visar, att
efterfrågeåtgärder har varit av avgörande betydelse och att de skulle ha kunnat få
en betydligt större genomslag om befintliga program hade varit mer flexibelt
utformade.
Utformning av program
EPRI konstaterar, att avhoppsfrekvensen från traditionella laststyrningsprogram
ökade dramatiskt när programmen kom att utnyttjas mer frekvent än tidigare. När
Datum
2002-09-27
45 (47)
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 helst programmera
om sin automatik. Detta exempel har varit framgångsrikt. Det behöver undersökas
hur det skulle kunna tillämpas på en marknad där nätägare och leverantör är
åtskilda.
Optionsmarknad
EPRIs framtidsvision är en optionsmarknad för efterfrågeåtgärder som kan
utnyttjas för riskhantering på marknaden. Detta förutsätter att kunden får del i
vinsten. Det förutsätter vidare nya aktörer och relationer mellan aktörer, samt nya
typer av kommunikations- och informationssystem. Optioner måste kunna köpas
och säljas fritt. Det är angeläget att följa denna utveckling, liksom att följa
utvecklingen i Norge.
Effektstyrning eller ekonomiska incitament?
Det finns således redan idag tillräckliga förutsättningar på plats för att skapa nya
typer av avtal som kan gynna den flexibla kunden. Men är de lönsamma för
kunden? Är de lönsamma för någon aktör på elmarknaden? Det beror på hur
prisbilden utvecklas. När det gäller de rent ekonomiska incitamenten har
osäkerheten hittills i huvudsak bedömts vara för stor – industribudskonceptet tog
fart först när Svenska Kraftnät betalade en fast ersättning och skapade en struktur
för extrema situationer. De rent ekonomiska incitamenten fungerar enbart om
kunden bedömer att de är lönsamma. Om de inte är lönsamma ur kundens
perspektiv återstår behovet av att kunna hantera toppen på varaktighetskurvan.
Hybridsystem som kombinerar styrmöjlighet med prisincitament kan vara en
lösning.
Datum
2002-09-27
46 (47)
Slutsatser
Det är viktigt för elmarknadens funktion att former för att öka flexibiliteten på
efterfrågesidan skapas. Det finns emellertid ett antal motverkande krafter:
•= De stora producenternas intresse av att främja efterfrågeåtgärder är
begränsat så länge dessa åtgärder konkurrerar med befintliga toppkraftverk
eller minskar lönsamheten i planerade kraftverk
När det gäller åtgärder inriktade i första hand mot extrema
förbruknings/pristoppar gäller:
•= En fast ersättning åtminstone inledningsvis behövs för att de investeringar
och rutiner ska komma till stånd som krävs för att efterfrågeåtgärder ska
kunna genomföras
•= Det krävs en tydlig köpare av erbjudanden om förbrukningsbegränsningar
•= Ett begränsat antal stora kunder enklare att hantera och verifiera
•= Osäkerheten om hur effektfrågan kommer att hanteras på sikt leder till
osäkerhet om lönsamheten av efterfrågeåtgärder utanför en eventuell
marknad för effektreserver
•= Lönsamheten tveksam för traditionella laststyrningssystem som vänder sig
till många små kunder
•= Uppdelningen mellan nätägare och leverantör försvårar traditionella
laststyrningssystem som vänder sig till många små kunder
•= Schablonavräkningen försvårar korrekt balansavräkning och ersättning till
berörda aktörer vid system som vänder sig till små kunder
Hushållskunderna utgör inte nyckeln till effektfrågan inom överskådlig tid.
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
•= En möjlighet för kunderna att optimera sin energianvändning utifrån
bland annat elprisets variationer
Det ger också förutsättningar för att produktions- och överföringssystemen
utnyttjas mer effektivt.
Med denna inriktning får ekonomiska styrmedel en tydligare roll för alla
kundkategorier. Nya avtalskonstruktioner utvecklas redan idag när det gäller
Datum
2002-09-27
47 (47)
företagskunder. Erfarenheter från USA antyder att nya system som kombinerar
prissignaler och automatisk styrning kan komma att bli intressant för stora
kundgrupper på sikt.
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
system finns på plats, förbättras förutsättningarna för att införa olika former av
dynamisk prissättning. Det bör dock betonas att nya former av nättariffer,
exempelvis effekttariffer och säsongsvariabla tariffer förutsätter tätare mätning
men inte nödvändigtvis timmätning.
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 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 också angeläget att vara öppen för att genomföra försök med olika former
av incitament. Försök med åtgärder för att stimulera hushållen till att anpassa sin
elförbrukning med hänsyn till elprisets variationer, bör utgå från hushållens eget
intresse av att kunna påverka sina energikostnader.
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.