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 Swedish electricity system is transitioning due to the establishment of climate policy goals and trends related to technology and demographics. The transition has resulted in an increased demand for electricity. The increased demand for electricity in combination with lack of forecasts, planning and coordination between actors in the electricity sector has led to the occurrence of grid congestion. Extending the network is time-consuming and requires substantial investments. Instead, an alternative is to utilise the available grid capacity more efficiently by implementing flexibility solutions. Flexibility can be achieved by implementing incentives such as grid tariffs. This solution has recently gained much attention in Sweden, but it is not apparent how grid tariffs should be designed. The purpose of this thesis is to investigate how distribution grid tariffs could be designed to incentivise different actors to contribute to flexibility in a way that results in an efficient use of the electrical grid. A qualitative study was performed, collecting empirical data through semistructured interviews with actors in the Swedish electricity market. The aim is that the results from this thesis will act as a basis for DSOs planning to design grid tariffs with the purpose to utilise the grid more efficiently. The findings present a ToU capacity charge with off-peak periods that are free of charge as the preferable main price signal in the tariff to achieve efficient utilisation of the grid. It is further argued that other structural elements can complement the ToU capacity charge. A small fixed charge could be added in order to contribute to the cost reflectiveness of the grid tariff. A small energy charge could be incorporated in order to provide consumer with incentives to be flexible below the current metered maximum power and strengthen the signal from the ToU capacity charge. A small energy charge can avert difficulties related to providing incentives below the current metered maximum, as it still can provide some incentives to be flexible, or strengthen the signal from the ToU capacity charge. Further, the energy charge can ensure sustainability if customers respond well to a ToU capacity charge and to compensate solar PV customers. Furthermore, recommendations to further enable the grid tariffs potential to provide price signals include shifting the focus of the revenue cap from CapEx to OpEx and exploring the hampering signals of the energy tax as well as contradicting price signals from the wholesale electricity price. / Det svenska elsystemet genomgår en förändring till följd av införandet av klimatmål och trender relaterade till teknik och demografi. Denna förändring har resulterat i ett ökat effektbehov. Ett ökat effektbehov i kombination med bristande prognostisering, planering och samordning mellan aktörer inom elsektorn har lett till uppkomsten av kapacitetsbrist. Att bygga ut elnätet är tar tid och kräver större investeringar. Ett alternativ är att istället utnyttja det befintliga elnätet mer effektivt genom att implementera flexibilitetslösningar. Flexibilitet kan uppnås genom att införa incitament i form av elnätstariffer. Denna lösning har nyligen fått mycket uppmärksamhet i Sverige, men det är inte klart inte hur dessa elnätstariffer ska utformas. Syftet med detta arbete är att undersöka hur distributionsnätets tariffer kan utformas för att stimulera olika aktörer att bidra med flexibilitet på ett sätt som resulterar i en effektiv användning av det befintliga elnätet. En kvalitativ studie genomfördes där empiriska data samlades in genom semistrukturerade intervjuer med aktörer på den svenska elmarknaden. Syftet är att resultaten från detta arbete ska fungera som ett underlag för nätägare som planerar att utforma elnätstariffer med syftet att utnyttja nätet mer effektivt. Resultaten visar att en ToU-effektavgift med gratis off-peak perioder bör vara den huvudsakliga prissignalen i en elnätstariff som ämnar att utnyttja det befintliga nätet mer effektivt. Det visar även att andra strukturella element kan komplettera ToU-effektavgiften. En mindre fast avgift kan adderas i syfte att göra elnätstariffen mer kostnadsriktig. En mindre energiavgift kan införas för att ge kunder incitament att vara flexibla även under den nuvarande uppmätta maximala effekten och stärka signalen från ToU-effektavgiften. Vidare kan energiavgiften säkerställa tillräckliga intäkter för nätägaren om kunderna svarar bra på en ToU-effektavgift och för att kompensera kunder med solceller. Ytterligare rekommendationer för att möjliggöra prissignaler genom elnätstariffer inkluderar att skifta fokus på intäktsramen från CapEx till OpEx och utforska de hämmande prissignalerna från energiskatten och de motstridiga prissignalerna från elhandelspriset.