Frågan om elnätspriser och investeringar i elnät kan tyckas banal, men den är viktig ur flera dimensioner. Elnäten är en absolut tvingande förutsättning för det samhälle vi har i Sverige idag. Detta genom att det inte finns någon funktion i samhället som fungerar några längre stunder utan elkraft. Naturligtvis kan elkraft från elnäten ersättas lokalt och under begränsade tider, men det finns idag inte något sätt att vidmakthålla ens de mest grundläggande samhällsfunktionerna någon längre tid utan ett fungerande elnät. Inte heller kommer någon del av den svenska basindustrin fungera utan elkraft. De senaste åren har diskussionens vågor gått höga kring de svenska elnäten. Det diskussionerna kring elnäten handlar om är sällan tillgängligheten, tillförlitligheten eller strömkvalitetsperspektiv utan det som diskussionen oftast handlar om är kostnaden för kunden att vara ansluten till ett elnät och för att ha möjligheten för att ta emot elkraft. För att ett elnät skall kunna fortsätta sin verksamhet krävs det att elnätsföretaget har ekonomisk möjlighet att styra, övervaka, drifta och underhålla infrastrukturen samt att ha möjlighet att reinvestera i den befintliga nätinfrastrukturen. För att elnätet skall kunna växa krävs det att det är möjligt att ansluta nya kunder med lönsamhet. Det kan sägas vara ett elnäts ekonomiska randvillkor att det kan påräkna en skälig avkastning för att inte ägarna, i förlängningen, inte skall avveckla verksamheten eller tvingas bedriva verksamheten på ett sådant sätt att den levererade tjänstekvaliteten inte motsvarar kundernas behov och efterfrågan. Mot behovet av en skälig avkastning ställs kundernas rätt till rimliga priser. Dessutom torde det ligga i alla intressenters intresse att elnätens verksamhet innehåller möjligheten till en utveckling av hållbarheten ur ett socialt, ekonomiskt och miljömässigt perspektiv. Baserat på problemdiskussionen ovan har följande frågeställning valts:  -  Hur kan elnätens intäktsreglering utvecklas för att göra den mer hållbar ur ett intressentperspektiv? Syfte Syftet med denna uppsats är att visa på hur regleringen av de naturliga elnätsmonopolen kan utvecklas för att tillvarata elnätens intressenters och själva elnätsverksamhetsutövarnas intressen i form av såväl tillgänglighet och kvalitet som skäliga priser och acceptabel avkastning. Metod Inledningsvis företas en litteraturstudie av litteratur och artiklar med anknytning till problemområdet samt den tillämpliga lagstiftningen med tillhörande regelverk i form av föreskrifter och förordningar. Efter litteraturstudien genomförs semistrukturerade intervjuer med representanter för olika intressenter eller intressentgrupper. Erfarenheterna från de mera ostrukturerade intervjuerna med företrädare för olika intressentgrupper sammanfattas sedan för ge uppslag till hur intäktregleringen av elnäten kan utvecklas för att uppnå en ökad hållbarhet över tid. Avgränsningar Uppsatsen avser att behandla distribution via elnät ur ett konsumtionsperspektiv och har därför inte för avsikt att behandla frågeställningar rörande anslutning av elanläggningar eller frågeställningar som primärt berör elproducenter eller elhandel.  Avgränsning görs också till lokalnät/områdesnät. Särskilt fokus ligger på intäktsregleringen. Övriga delar av regleringen av elnäten kommer inte att beröras annat än möjligen i förbigående. Undersökningen utgår från innevarande reglerperiod för 2016-2019 och skall ses som en ansats till diskussionsunderlag inför reglerperioden 2020-2023. Resultat och slutsatser De slutsatser som kan dras av det genomförda arbetet är att det finns ett upplevt behov av en utveckling av elnätens intäktsreglering. Den upplevda utvecklingspotentialen finns främst inom det ekonomiska området, men de miljömässiga aspekterna måste beaktas för att undvika ekonomisk och miljömässig suboptimering över tid. Utvecklingen bör fokusera på att skapa en acceptans för intäktsmodellen bland intressenterna samt att skapa en samsyn på vilka överordnade principer som skall gälla för elnätens intäktsreglering.

Sättet som el konsumeras och produceras i Sverige och i världen kommer att ändras de kommande årtiondena. En mer variabel elproduktion ska integreras i vår energimix samtidigt som ett användande av exempelvis elbilar kommer att ändra vårt konsumtionsmönster. För att möjliggöra denna förändring kommer nya krav att ställas på elnätet, vilket utgör länken mellan produktion och konsumtion. Eftersom elnät i Sverige är naturliga monopol måste elnätsbolagen regleras för att kunderna inte ska riskera att bli utnyttjade. Idag är det Energimarknadsinspektionen (Ei) som avgör hur mycket varje elnätsbolag får fakturera sina kunder. Det gör de via den så kallade intäktsramen. Intäktsramen är ett tak för hur mycket elnätsbolagen får ta betalt av sina kunder. Dock är många elnätsbolag i Sverige kommun- eller medlemsägda, vilket gör att deras huvudsakliga mål inte är att maximera vinsten. Dessa företag strävar alltså inte efter att utnyttja hela intäktsramen. Samtidigt finns det elnätsbolag som aktivt arbetar för att maximera vinsten. En följd av detta är att elnätskostnaderna varierar beroende på var man är lokaliserad i landet och vilket elnätsbolag man är hänvisad till. En tanke med intäktsramen är att den ska påverka hur elnätsbolagen väljer att investera. Det finns exempelvis incitament i intäktsramen som gör att elnätsbolagens vinst kan bli högre om de utnyttjar elnätet effektivt. Syftet med denna uppsats har varit att utreda vad som triggar eller motverkar investeringar för elnätsbolag som inte påverkas av intäktsramen i så stor utsträckning. Genom att undersöka två elnätsbolag, varav ett är kommunägt och det andra är medlemsägt, är målet att få en förståelse för deras syn på dagens reglering och hur de arbetar med investeringar. För att uppnå detta har intervjuer genomförts med de två vd:arna för de båda elnätsbolagen. Intervjun har kompletterats med rapporter från bland annat myndigheter och intresseorganisationer. Studien påvisar att det fanns en tydlig samstämmighet i hur investeringar i elnätet görs hos de båda elnätsbolagen. Elnätsbolagen utgår dels från underhållsplaner som finns upprättade för elnäten, men också från regelbundna besiktningar av elnäten. En plan för vilka investeringar som ska göras det kommande året klubbas igenom varje år. Elnätsbolagens strategi för investeringar och tankar om hur deras verksamheter ska drivas är alltså inte något som har påverkats av förändringarna som skett med olika regleringsmodeller. Dock kan det förslag rörande en sänkt intäktsram, vilken kommer att träda i kraft år 2020, få en påverkan för hur de båda elnätsbolagen väljer att göra investeringar.

Dagens samhälle blir allt mer beroende av el och förväntningar att ha tillgång till en välfungerande elleverans dygnet runt ökar för var dag. Detta innebär att en elleverans med få avbrott och en hög leveranssäkerhet i elnätet är en prioritet. När det väl sker ett avbrott påverkas alla delar av samhället och från ett ekonomiskt perspektiv kan avbrott innebära dyra kostnader för alla inblandade parter, inte minst för elnätsföretagen. Detta examensarbete innefattar en undersökning av hur mycket aviserade (planerade) avbrott egentligen kostar Skellefteå Kraft Elnät AB (SKEAB). För att göra detta har kostnader för tre olika planerade avbrott analyserats. SKEAB vill kunna minska sina avbrottstider och antalet avbrott för att uppnå en god leveranssäkerhet i sitt nät. För att åstadkomma en säker elleverans finns det olika metoder som kan tillämpas, de två som undersöks i detta arbete är att mata berörda kunder från ett reservelverk och metoden arbete med spänning (AMS). Kostnader för dessa metoder beräknas för att jämföra skillnaderna mellan att ha avbrott eller avbrottsfritt för kunder när arbeten utförs i elnätet. Arbetet har utgått från 2022 års avbrottsrapport för SKEAB för att beräkna avbrottskostnaderna med hjälp av Energimarknadsinspektionens beräkningsmetod. Övriga kostnader estimeras utifrån EBRs kostnadskatalog samt internt material från Skellefteå Krafts koncern. Eftersom alla exempelavbrott har olika förutsättningar har respektive metod tillämpats endast på de exempelavbrott som det är möjligt att nyttja. För exempelavbrott 1 jämförs avbrott gentemot matning med reservelverk. Avbrottet beror på ett åtgärdsarbete på en transformator i en stor fördelningsstation, vilket medför att många kunder drabbas. I denna jämförelse upptäcktes det att nyttjande av reservelverk är ett billigare alternativ än ett långt avbrott för alla berörda kunder. För exempelavbrott 2 jämförs avbrott med AMS. Avbrottet är till följd av ett linjebygge på en sträcka med ett fåtal kunder. I det här fallet visar det sig att AMS är billigare, samt medför det att arbetet kan utföras helt avbrottsfritt. Vid exempelavbrott 3 tas alla metoder med i jämförelsen. Avbrottet sker på grund av att ett stolpbyte och ett fåtal mindre kunder påverkas. Främst matning med reservelverk visar sig vara betydligt dyrare. AMS är lite dyrare än att ha avbrott, men det handlar inte om en stor summa i sammanhanget. Avslutningsvis konstateras det att AMS är en arbetsmetod som har stor möjlighet att minska avbrottskostnaderna i det långa loppet och bör tillämpas än mer i Skellefteå Krafts koncern.

To meet new regulations and the demand for a more sustainable energy system, the electricity grid will play an important role. Since the grid owners operate in a monopoly environment a regulating authority, the Swedish Energy Markets Inspectorate (Ei), sets a revenue cap that determines their profits. Changes were made for the regulating period 2016-2019, which now states that grid operators no longer can charge their customers with already depreciated grid components. To spur the grid operators to invest in smarter and more efficient technology, Ei also introduced two new economic incentives to make companies decrease their electricity losses and use the grid more evenly. The first aim of this thesis was to investigate how this new regulatory framework affected the grid operators, by performing interviews and sending out a survey. The result showed that the new regulatory decreases the grid operators’ profitability and also affects their investment strategies. The age of a grid has become more important than both efficient use of the grid and voltage quality when considering investments, since age now has a major impact on the profits. The new incentives however, has almost no effect on the way the grid operators act. The second aim of this study was to investigate how much a grid operator could save with these new incentives. A case study were conducted at Upplands Energi, a small local grid operator, and calculations with their usage data were performed in MATLAB. The results showed that load management by installing control equipment on costumers’ heat pumps and thereby decreasing their power peaks, could save money. By connecting 500 customers Upplands Energi could save about 150 000 SEK per year, and with 5 000 customers they could save almost half a million SEK per year.

The Swedish energy markets inspectorate (Ei) regulates the Swedish DSOs revenue cap, to ensure reasonable prices, efficiency, and quality of supply towards the end users. In combination with directives from the European Union and Sweden's environmental goal, Ei implemented efficient grid utilization to the DSOs revenue cap in 2016. The efficient grid utilization can be divided into two incentives: load flow and network losses. Criticism regarding the load flow incentive, and the indicator used to calculate it, has been raised from the industry. The purpose of this degree project was to investigate the possibilities of a new indicator that also could be affected by the DSOs actions. The project identified four main indicators to test, weighted load factor, utilization factor, adjusted utilization factor and a utilization factor that incorporates all local production units. The indicators were calculated with data from a regional and local grid, provided by the Swedish DSO Ellevio. Other parameter changes such as peaks and seasonal based calculations were also tested. To see the impact DSOs could have on the indicator, with today's regulations, was detected to be through load shaving and shifting, demand side management (DSM). MATLAB was used to test the impact DSM had on the indicators. Further, a load prediction for the years 2023–2035, based on provided historical data, was executed to test the indicators long-term outcome. The project concluded that the regional grid had little to non-impact on the indicators with DSM whilst the local grid resulted in high increased outcome for most indicators. The project continues to conclude to separate indicators for the regional and local grid, to better represent the two grids characteristic and purpose in Swedish society. The adjusted utilization factor was proposed for the regional grid, due to its non-negative impact from installing renewable energy resources, and the weighted load factor for the local grid due to being highly affected by DSM. Lastly, the project concluded that the indicator needs to be changed and further developed for regional DSOs, for them to have the opportunity to affect it.