Det pågår idag en omställning av energisystemet mot ett hållbart energisystem och det ställer också krav på utvecklingen av elnätet. För att skapa ett hållbart energisystem behövs incitament för såväl kunder som för nätbolagen att skapa effektivare nätanvändning. Nätet kan inte samhällsekonomiskt dimensioneras efter största möjliga potentiella effekt och lasttoppar behöver reduceras och kunna styras, i synnerhet med avseende på framtida användning i form av laddning av elbilar och intermittent elproduktion. Efter energieffektiviseringsdirektivet ska nätbolagen ges incitament till att skapa efterfrågeflexibilitet och en attraktiv väg att undersöka är genom ny utformning av nättarifferna. Ett hinder med dagens tariffer mot utvecklingen av smarta elnät är att de inte stimulerar till hushållning av effekt och därmed inte leder till att elnäten utnyttjas på ett effektivt sätt. Dessutom har de nuvarande tarifferna dålig kostnadsriktighet, vilket innebär att kundernas kostnader för elnätet inte speglar de kostnader som nätägaren har. Detta ger en orättvis kostnadsfördelning för kunderna och skickar inte rätt signaler om vilken typ av nätanvändning som är gynnsam. Dessutom skapar det risker för nätbolaget då intäkterna inte drivs på samma sätt som kostnaderna, vilket medför att intäkterna fluktuerar på ett annat sätt än kostnaderna. Syftet med denna uppsats är följaktligen att ta fram ett förslag på kapacitetseffektiv tariffportfölj för Ellevios småkundsegment med målsättningen att den ska vara mer kostnadsriktig än nuvarande portfölj. Denna tariffportfölj ska också analyseras med avseende på förmåga agera laststyrande och se vilka konsekvenser ett eventuellt införande skulle ha för företaget och berörda kunder. Tariffportföljens robusthet vid förändringar på elmarknaden, så som ökad penetration av elbilar och solceller samt temperaturvariationer evalueras också med avseende på företagets intäkter och kundernas kostnadsfördelning. För att uppfylla syftet gjordes en litteraturstudie för att inhämta relevant teori inom området. Dessutom gjordes simuleringar för olika tariffalternativ för att erhålla resultat kopplat till företagets intäkter, lastförflyttningsförmåga och känslighetsanalyser. Simuleringarna gjordes baserat på ett dataset bestående av timvisa mätvärden av elanvändning under drygt ett års tid från cirka 14 000 kunder, resulterande i cirka 140 miljoner mätvärden. Resultaten visar att det är lätt att utforma en kapacitetseffektiv tariff med bättre kostnadsriktighet än i dagsläget när tariffen består av tre komponenter, varav en är en effektbaserad komponent. Kostnadsriktigheten visar sig också vara mer stabil under framtida förändringar och variationer på elmarknaden, vilket minskar behovet av kontinuerliga justeringar av avgifter för att driva in rätt intäkter. En trekomponentstariff med effektavgift skapar också betydande incitament för kunder att hushålla med effekt och framförallt att minska spetslasterna, vilket agerar dimensionerande för nätet och utgör majoriteten av nätbolagens kostnader. Kostnadsförändringarna blir för de flesta kunder inom ± 30 %, vilket tydligt signalerar om kunden har ett effektivt eller ineffektivt användningsmönster med avseende på elnätet samtidigt som tarifferna också ger kunderna större potential att styra över sin egen elnätskostnad. Kostnadsförändringen grundar sig i att kunderna helt plötsligt bär sina egna kostnader för nätet i en allt större utsträckning, vilket också kan anses vara mer rättvist för kunderna. Marginalkostnaden för effekt ökar avsevärt, vilket också skickar starka styrsignaler åt alla kunder att minska effektanvändningen, även för kunderna med oförändrad totalkostnad. Detta leder till ökad hushållning med effekt snarare än energi, vilket är en önskvärd utveckling för elnätsbolagen. Det kan också konstateras att Ei:s incitamentsstruktur är svag i sin utformning och inte ger stora incitament för nätbolag att driva utvecklingen mot effekttariffer, utan att det snarare är andra faktorer som motiverar en sådan övergång. Studiens känslighetsanalyser påvisar en generell trend att tariffer med en effektkomponent är mycket stabilare än tidstariffer och nuvarande tariffstruktur under betydande marknadsförändringar. Variationer ivintermedeltemperatur bedöms inneha den största risken av de utförda känslighetsanalyserna, då den kan ge kraftiga utslag mellan enskilda år och inte heller kan förutses, till skillnad mot ökad penetration av elbilar och solceller. Effekttarifferna väntas också skicka kraftigast prissignaler om lastförflyttning och investering i hushållsutrustning och teknik som hushåller med effekt snarare än energi, vilket är önskvärt ur ett elnätsperspektiv. Baserat på studiens resultat och diskussion rekommenderar författarna en övergång till antingen en årlig effektavgift eller månatlig effektavgift då båda tariffstrukturerna har en god finansiell prestanda och kundvänlighet. För den slutgiltiga utformningen av tariffen och eventuell implementeringsstrategi rekommenderas fortsatta studier inom bland annat förståelse och tillämpning av tariffen hos kunderna. / There is an ongoing transition towards a more sustainable energy system, setting higher requirements on the electricity distribution system. In order to achieve this transition there is a need for incentives for consumers as well as electricity distribution companies to achieve a more efficient utilisation of the grid. It is not socioeconomically viable to design the grid to handle highest theoretical power demand and it is of great importance to be able to reduce the peak load. Especially when considering new changes on the electricity market such as a more electrical vehicles and intermittent power production. According to the energy efficiency directive electricity grid owners shall have incentives to promote demand response, and one possible way is by modernising the pricing strategy accordingly. One barrier against the development of smart grids is that the current tariff design does not incentivise the customers to conserve with power, only the amount of transferred energy. Furthermore, the current tariff design has a poor match between income and cost drivers. The result is an incorrect cost allocation between different customer segments as well as questionable price signals regarding how to use the electricity grid efficiently. The purpose of this report is to propose a new capacity efficient tariff portfolio for Ellevio´s small customer segment with improving the match between income and cost drivers. Furthermore, there is an evaluation on how price signals effects load management and how they will impact Ellevio and affected customers. The new tariff designs’ robustness will also be assessed under several market uncertainties. Investigated uncertainties are temperature deviation and a higher degree of electrical vehicles and micro generation. In order to achieve this purpose a comprehensive literature review of existing knowledge within the field have been performed. Furthermore several simulations for the different design tariffs have been made in order to evaluate monthly cash flows, revenue allocation between the tariffs components, dynamic load management initiated by price signals as well as multiple sensitivity analysis. This has been done by utilising a big data methodology based on hourly measurements of roughly 14 000 customers during 14 months, totalling roughly 140 million measurements. The results indicate that it is easy to design a three component tariff to achieve an excellent revenue-cost allocation. It has been shown that tariffs with a power-based component also maintain this property under considerable changes in the market situation. This results in an increased revenue stability over time and thus reducing the frequency needed of updating the prices. Furthermore, a power-based component in the tariff design increases the costumers´ incentives to adjust their consumption behaviour and ability to reduce their grid costs. This also benefits grid owners by reducing the maximum grid capacity needed and thus reducing the amount of invested capital. A majority of all customers will experience cost changes within ± 30 % of current levels and only a small fraction will face considerable cost increases. This is a direct result of the fact that each customer would carry their own cost that arises for the grid owner. To generalise it can be said that consumers who have a higher than average ratio between peak usage and total usage will face cost increases, but the fact is also true for the other way around. The marginal cost of electricity will at peak hour increase drastically but will also be considerably lower at off-peak hours. This results in a powerful incentive to conserve maximum power usage rather than total energy usage. From a grid owner’s perspective this is a beneficial behaviour and will lead to more efficient investments. From the results it can also be concluded that the incentives from the Swedish energy markets inspectorate1 is weak and has limited economic benefits. Thus, they do not alone act as a driver in the transformation of pricing strategy but can be viewed as a bonus. The study´s sensitivity analysis shows a general trend that a tariff structure with a power-based component creates an increased revenue stability compared with current design and time-of-use (ToU) tariffs. The authors believe that revenue risk arising from mean temperature fluctuations during the heating season should be considered as the largest uncertainty as it heavily influences the revenues and is unpredictable. Power-based tariff designs can steer the development and behaviour of micro production and electrical vehicles to an increased market efficiency. Based on the finding in this report the authors recommendations a transition from current tariff design to a tariff design consisting of three parts including a power-based component. A yearly or monthly power tariff design are the two most attractive options. More knowledge regarding implementation strategy as well as customers response are needed before a final recommendation can be made.

The study is based on Jämtkraft Elnät AB, and the overarching purpose is to enhance understanding of power tariffs and how they can affect the electricity grid. Additionally, the purpose is to explore how power tariffs can be designed and implemented for local conditions. Theories on monopolies along with guidelines from the Swedish Energy Markets Inspectorate and previous literature regarding power tariffs, were used to address the research questions. The empirical analysis was based on data about net exchange to examine peak loads in the electrical grid and how these are related to costs. The study identified that the power tariff could smooth out the usage of the grid and recommended implementing the tariff on working days between 15:00 and 20:00 from the 1st of November to the 28th of February, with a low fee.

The Swedish electrical grid has historically been robust and reliable, but with increased electrification in numerous sectors, out-phasing of nuclear power and a high market diffusion of wind power, the system is now facing challenges. The rotational energy in the system is expected to decrease as a result of higher shares of intermittent energy sources, which can affect the stability of the grid frequency negatively. To manage increased frequency drops, the new Fast Frequency Reserve (FFR) market will be implemented by June 2020 in the Nordic power system. Simultaneously, it is expected that the demand of electricity will increase significantly in the transport and industry sectors in the coming years. Several DSOs already today indicate challenges with capacity and power security and have or will implement power tariffs as an economic incentive to prevent these problems. For energy intensive customers, such as industries, it will become important to reduce power peaks to avoid high grid fees. Several peak load shaving strategies can be utilized by industries to reduce their power peaks and thus the power tariff. The aim of this study is to economically analyze peak load shaving for Swedish industries. This is done using Li-Ion BESS and DSM, and to maximize the utilization of the BESS by including energy arbitrage and FFR market participation into the analysis. Firstly, a literature review is conducted within the topics of peak load shaving strategies, energy arbitrage and ancillary services. Secondly, data is gathered in collaboration with WSP Systems – Energy, the initiators of the project, to conduct case studies on two different industries. These cases are simulated in the modeling software SAM, for technical analysis, and then economically evaluated with NPV. Also, nine scenarios are created for the emerging FFR market concerning the number of activations per year and the compensation price per activation. The results from the case studies indicate that peak load shaving of 1 – 3 % with BESS provides a positive NPV for both case industries. However, higher percentages result in negative NPVs when no additional revenue streams are included. When considering energy arbitrage, it is concluded that the additional revenues are neglectable for both industries. Participating in the FFR market provides similar trends in the results as before. The exception is valid for scenarios with high numbers of FFR activations and compensation prices, where positive NPVs for all levels of peak load shaving can be concluded. The peak load shaving strategy DSM is implemented for one of the industries, where efficiency measures are concluded to have the most impact on the economic evaluation. If all efficiency measures would be implemented, the electricity consumption would be reduced by 17 %. Additionally, the power peaks would be reduced with 18 % and result in a significantly more positive NPV than peak load shaving using BESS. A sensitivity analysis concerning BESS capital cost and power tariff price concludes that the BESS price has a strong relation to the NPV, where a BESS price reduction of 60 % results in an NPV increase of at least 100 %. BESS prices have decreased the past years and are expected to keep decreasing in the future. Hence, investments in BESS can become more profitable and attractive in the coming years. Finally, for future research, it is recommended to combine the methodology from this study together with a load forecasting method. This combined methodology could then be practically applied to case specific industries with high peak loads. / Det svenska elnätet har historiskt sett varit robust och pålitligt, men i takt med ökad elektrifiering i flera sektorer, utfasning av kärnkraft samt ökad mängd installerad vindkraft ställs nu systemet inför nya utmaningar. Bland annat förväntas rotationsenergin i systemet minska som ett resultat av högre andelar intermittenta energikällor i systemet. För att hantera detta kommer den nya Fast Frequency Reserve (FFR) marknaden finnas tillgänglig från och med juni 2020. Samtidigt förväntas även efterfrågan på el inom transport- och industrisektorn öka markant de kommande åren. Redan idag är effektbrist ett problem i vissa regioner, vilket kan komma att förvärras. Många nätägare ska eller har redan infört effekttariffer för utnyttjande av deras elnät, vilket är ett ekonomiskt incitament för att hantera effektproblematiken där kunder med en mer flexibel elkonsumtion kommer gynnas. För större elförbrukare, som exempelvis industrier, kan det bli ekonomiskt betydelsefullt att sänka sina effekttoppar och därmed undvika höga nätavgifter. För att minska effekttoppar finns ett flertal så kallade peak load shaving-strategier, som kan utnyttjas av industrier för att minska kostnaderna för effekttariffen. Syftet med denna studie är att analysera peak load shaving för svenska industrier, med hjälp av ett Li-Ion batterilagringssystem och efterfrågeflexibilitet, samt maximera utnyttjandet av batteriet genom att inkludera energiarbitrage och deltagande i FFR-marknaden i analysen. Ett första steg i arbetet är att utföra en litteraturstudie för de berörda områdena. I ett andra steg insamlas data tillsammans med WSP, initiativtagaren av projektet, för att kunna göra en fallstudie på två industrier. För dessa fallstudier undersöks de tekniska förutsättningarna för att implementera peak load shaving-strategier genom modellering i simuleringsprogrammet SAM. Sedan utreds de ekonomiska förutsättningarna för fallstudierna, där NPV används som ekonomiskt nyckeltal. Dessutom skapas nio scenarion för den kommande FFR-marknaden för att uppskatta kostnader och inkomster. Resultatet av fallstudien visar att 1 – 3 % kapade effekttoppar med batterilagring ger ett positivt NPV för båda industrierna. Över 3 % blir resultatet negativt utan ytterligare inkomstströmmar inkluderade. Energiarbitrage konstateras att bidra med marginella positiva fördelar. Vid inkludering av FFR-marknaden i analysen erhålls liknande trender i resultaten, bortsett från scenarion med relativt högt antal avrop och pris. I dessa fall blir även 4 – 10 % kapade effekttoppar ekonomiskt attraktiva. För en av industrierna utvärderas efterfrågeflexibilitet, där effektivisering av elkrävande processer har störst inflytande på resultatet. Vid implementering av samtliga effektiviseringsåtgärder skulle elkonsumtionen minska med 17 %. Dessutom minskar effekttopparna med 18 %, vilket resulterar i ett signifikant mer positivt NPV, jämfört med användningen av batterilager. En känslighetsanalys gällande batteripris och effekttariffer, konstaterade att batteripriset har en stark påverkan på NPV. Vid en batteriprisminskning på 60 % ökar NPV med minst 100 %. Därmed kan batteriinvesteringar bli mer gynnsamma och attraktiva om batteripriser fortsätter att falla, vilket flera prognoser indikerar. Slutligen rekommenderas framtida studier att kombinera metodiken från detta arbete med en prognostiseringsmetod för elanvändning i industrier. Denna kombinerade metod kan sedan praktiskt tillämpas på fallspecifika industrier med höga effekttoppar.