Felles IKT-løsninger i det norske kraftmarkedet

Transkript

1 Felles IKT-løsninger i det norske kraftmarkedet Hoffsveien Oslo Sentralbord Fax E-post: leo@davinci.no Internett: Foretaksnr: MVA

2 SAMMENDRAG Bakgrunn og problemstilling Sluttbrukermarkedet for kraft er i endring, blant annet som følge av innføringen av automatiske måle- og styresystemer (AMS) og utviklingen av et felles nordisk sluttmarked. Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) har derfor ønsket å få vurdert den samfunnsøkonomiske nytten ved ulike modeller for felles IKT-løsninger i det norske kraftmarkedet, med vekt på de prosessene som dreier seg om sluttmarkedet for kraft, der nettselskapenes IKT-systemer er sentrale. Devoteam davinci og THEMA Consulting Group har utredet følgende problemstillinger på oppdrag fra NVE: Hvilke oppgaver hos nettselskaper og kraftleverandører kan utføres av/gjennom felles IKT-systemer? Hvordan vil ulike modeller helt eller delvis erstatte aktørenes behov for egne IKT-systemer? Hvordan kan modeller for felles IKT-systemer utformes? Hvilke nyttevirkninger og kostnader gir modellene? Formålet er å anbefale en modell på et overordnet nivå og peke på viktige forutsetninger for gjennomføringen av en eventuell felles IKT-løsninger. Kravene til IKT-systemene skjerpes IKT-systemene i sluttmarkedet er i dag kjennetegnet ved en høy grad av desentralisering, ettersom hvert nettselskap har sin egen måleverdidatabase og sitt eget kommunikasjonsgrensesnitt mot kraftleverandører og kunder. Både kraftleverandører, nettselskaper, sluttkunder, tredjepartsaktører og NVE er avhengige av velfungerende IKT-systemer. Kravene til omlegging av dagens IKT-systemer i kraftmarkedet er i ferd med å skjerpes på flere hold: Det er flere utfordringer knyttet til kvaliteten på forretningsprosessene i sluttmarkedet for kraft i dag, herunder gjennomføring av leverandørbytte, mulighetene for å tilby samlefaktura og generelt en manglende standardisering av prosessene i nettselskapene som er til ulempe for kraftleverandører og kunder. Innføringen av AMS medfører nye krav til funksjonalitet, oppetid og responstid i nettselskapenes datasystemer, og det er foreslått forskriftskrav om tredjepartstilgang til AMS-kommunikasjonskanalen og måleverdier. Å møte kravene vil medføre betydelige kostnader innenfor dagens bransjestruktur. Den planlagte harmoniseringen av regelverket for det nordiske sluttmarkedet kan medføre omfattende endringer i oppgavefordelingen mellom aktørene, informasjonsflyt og meldingsformater. IKT-løsningene må tilpasses og endres for å dra nytte av de mulighetene AMS gir og for å møte den markedsmessige utviklingen som blant annet kommer ved innføringen av smarte nett. 2

3 Kundenes forventninger til kvalitet og tilgjengelighet til tjenestene uavhengig av tid og sted er økende i takt med endringene i informasjonsteknologi i samfunnet for øvrig. Utrulling av AMS-nettverk og store mengder av nesten sanntids målerdata krever nye investeringer i informasjonssikkerhet. Videreutvikling av dagens modell er mulig, men dyrt Kravene til nye løsninger kan oppfylles gjennom å endre og fornye eksisterende IKTsystemer for hver av nettselskapene (ca. 130). Denne modellen innebærer gradvis utvikling av hvert enkelt nettselskaps individuelle databaser med et felles overbygg (en videreutvikling av dagens NUBIX-løsning, som er et nettbasert system for oppslag i nettselskapenes individuelle databaser) for å søke seg fram til riktig måler-id. I tillegg kommer et transaksjonsbasert meldingssystem (Ediel) for å forestå de transaksjonene som er nødvendig for avregning og grunnlag for fakturering. Det er klart at det vil kreve omfattende utvikling av dagens IKT-systemer for å møte kravene som følge av AMS-utrullingen og møte kraftleverandørene og kundenes forventninger til tjenestekvalitet og informasjonstilgang. En videreutvikling av dagens separate systemer i hvert enkelt nettselskap vil være en relativt dyr løsning, ettersom alle endringer må implementeres i 130 selskaper. Det gjelder både endringene som følger av AMS og framtidige endringer som følge av utviklingen av et nordisk sluttmarked og ny teknologi. I tillegg vil det fortsatt trolig være betydelige forskjeller mellom nettselskapene med hensyn til tjenestekvalitet og informasjonstilgang. Utvikling av omfattende fellesløsninger gir størst nytte og lavest kostnader Felles løsning av IKT-oppgaver medfører at det enkelte nettselskap i langt mindre grad må endre og fornye sine individuelle IKT-løsninger som følge av nye krav. Selv om det er kostnader forbundet med samordning, vil det være mye å spare på å gjennomføre endringer på ett sted fremfor implementering i 130 nettselskaper. Videre er det sannsynlig at felles løsninger vil gi større nyttevirkninger i form av bedre tjenestekvalitet og økt robusthet overfor framtidige regulatoriske endringer nasjonalt og internasjonalt samt teknologiutvikling. Felles løsninger kan etableres på flere måter. Startpunktet for fellesløsningene vil være et sentralt målerregister og en sentral måleverdidatabase. Det behøves også noen felles kjernefunksjoner som kvalitetssikring av data, forsvarlige autorisasjons- og autentiseringsregimer og tilrettelegging for statistikkfunksjoner og prognostisering. Fordelene med denne løsningen er at alle berettigede parter kan enkelt få tilgang til de data som er relevante og at man unngår ressurskrevende utvikling/tilpasning i individuelle databaser og KIS-systemer hos nettselskapene. Vi anbefaler at det på sikt etableres en modell med omfattende fellesløsninger, herunder en felles måleverdidatabase og sentrale behandlingsfunksjoner for å administrere ajourføring av informasjonsinnhold, tilgang til database og målernettverk samt bearbeiding av felles data. Nye fellestjenester legges på toppen av kjernesystemene og databasene etter hvert som behovene for disse melder seg. Hvilke 3

4 tjenester som skal tilbys, kan avgjøres ved en vurdering av den samfunnsøkonomiske nytten i forhold til kostnadene ved felles tjenester i hvert enkelt tilfelle. Med den anbefalte løsning oppnår bransjen å få: En felles autoritativ kilde for måleverdiene som samtidig tjener som basis for kvalitetssikring og korreksjoner til innhentede rådata. En felles database med gode autentiseringsmekanismer som gjør pålitelige data enkelt tilgjengelig for sluttbrukere, kraftleverandører, nettselskaper, tredjepartsleverandører og myndigheter. Felles autentisering av tilgang til AMS-nettverket for måleverdiinnsamling til ulik bruk for tredjepartsleverandører fremfor at de må forholde seg til 130 ulike nettselskaper. Et felles utgangspunkt for distribusjon av priser og annen informasjon for å fremme optimal energibruk. Felles basis for utvikling av ulike tjenester som støtter hensiktsmessige foretningsprosessene i markedet. Hovedgevinstene for samfunnet ved en slik satsing er: Enhetlig kvalitetssikring av all informasjon om forbruk og måleverdier Umiddelbar tilgjengeliggjøring av kvalitetssikret informasjon om måleverdier/forbruk til alle aktører som har blitt gitt tilgangsrett til denne Mer nøyaktig og transparent prognostisering av forbruk både aggregert og på enhetsnivå Enklere og raskere leverandørbytte Likebehandling av alle aktører med hensyn til tjenester som ikke er konkurranseutsatt Oppbrytning av dagens proprietære systemer, redusert leverandørmakt og lavere inngangsbarrierer for nye aktører Tilrettelegging for endrede krav til IKT som følge av smarte nett, mer komplekse markeder for energi og nye kontraktsformer, system- og balansetjenester etc. God tilrettelegging for et nordisk kraftmarked Tilrettelegging for større grad av bevisstgjøring, aktiv energiøkonomisering og forbrukspåvirkning i sluttleddet I sum vil felles løsninger både medføre lavere kostnader for å oppfylle de framtidige kravene til IKT-systemene og større nyttevirkninger enn det som vil være mulig innenfor dagens desentraliserte struktur. 4

5 Det bør etableres en ny organisasjon for å ivareta felles IKT-oppgaver Som grunnlag for implementeringen bør det utvikles en felles tjenesteorientert IKTarkitektur for kraftbransjen. Dagens Ediel-meldinger og NUBIX opprettholdes på kort sikt med nødvendige justeringer for en effektiv datainnsamling og informasjonsutveksling mot den felles måleverdidatabasen. Nye funksjoner for datautveksling utvikles som webservices, men så langt mulig med utgangspunktet i meldingsformater som allerede er utviklet for NUBIX/Ediel. Dette skal sikre en avbruddsfri migrering mot de nye løsningene. Utviklingen av den felles arkitekturen bør fortrinnsvis skje i regi av en interimsorganisasjon som også skal utrede den detaljerte organiseringen av fellesoppgavene. Denne organisasjonen bør holdes på et lavest mulig nivå og fungere som et felles standardiseringsorgan som tilrettelegger for felles løsninger gjennom utvikling, vedlikehold og forvaltning av felles arkitektur og standarder (jf. dagens NUBIX-modell). For den videre utviklingen anbefales følgende overordnede organisasjonsprinsipper i kombinasjon: Leverandørmodellen. Felles basissystemer og felleskomponenter som ikke vil ha et naturlig marked, bør kjøpes inn av den felles organisasjonen. Dette gjelder for eksempel den sentrale måleverdidatabasen med sikkerhets- og administrasjonsfunksjoner som bør utvikles og forvaltes felles gjennom bruk av en ekstern leverandør etter anbudskonkurranse. Rammeavtalemodellen. Den felles organisasjonsenheten formidler tjenester fra privat sektor ved å inngå rammeavtaler som aktørene kan benytte seg av istedenfor å anskaffe eller utvikle selv (leveranseansvaret vil ligge hos de private aktørene). Dette innebærer at anbudsprosesser kan gjøres felles, og det kan oppnås en viss valgfrihet ved å opprette avtaler med et begrenset antall likeverdige leverandører som nettselskapene og andre aktører kan velge blant (ved å gjøre avrop på rammeavtale). Avtalene benyttes aktivt for utvikling av komponenter og tjenester som skal anskaffes av den enkelte aktør. Dette gir blant annet muligheter til å etablere alternative tilbud på drift av måleverdidatabaser. Utviklingsløpet må startes raskt Satsing på felles løsning bør starte umiddelbart, slik at dette kan være en del av grunnlaget for felles utrulling av AMS i hele landet og at de mulighetene som ligger i AMS virkelig skal kunne nyttiggjøres tidlig. Det er vår vurdering at en felles løsning kan være implementert i løpet av en treårsperiode i henhold til følgende overordnede plan: Fase 1: Planlegging. Denne fasen omfatter gjennomføring av et hovedprosjekt med sikte på å definere de overordnede rammer for en felles IKT-arkitektur og kravspesifikasjon for kjernen i en felles måleverdidatabase, samt planlegging av en organisasjon for felles IKT-tjenester. I tillegg utvikles det et landsdekkende målerregister med informasjon om alle målepunkter i Norge samtidig som det tas fram en tjeneste for å samle informasjon om utskifting av gamle målere til installasjon av nye (AMS). 5

6 Fase 2: Etablering. Dette omfatter etablering av ny organisasjon som skal ivareta de aktuelle fellestjenestene samt anskaffelse av kjernesystemet og driftstjenester for en felles måleverdidatabase som kan fordeles på et fåtall leverandører. Fase 3: Drift. Organisasjonene og fundamentet videreutvikles, vedlikeholdes og forvaltes. Strategien med tilhørende handlingsprogram gjennomføres. Ved utløpet av programperioden forutsettes organisasjonen å være godt etablert og økonomisk selvbærende basert på inntekter fra nettselskaper, kraftleverandører og andre aktører. Oppgavene i driftsfasen omfatter både drift av måleverdidatabasen og videreutvikling i form av spesifikasjon og implementering av nye felleskomponenter (behandlingsfunksjoner). 6

7 INNHOLDSFORTEGNELSE 1 INNLEDNING BAKGRUNN OG PROBLEMSTILLING METODE OM RAPPORTEN FORRETNINGSPROSESSER I KRAFTMARKEDET DET REGULATORISKE RAMMEVERKET KUNDEPROSESSER I KRAFTBRANSJEN IKT-SYSTEMER I KRAFTBRANSJEN DAGENS IKT-SYSTEMER BEHOVSANALYSE DET REGULATORISKE RAMMEVERKET UTFORDRINGER I DAGENS MARKED ENDRINGER I KRAFTMARKEDET OPPSUMMERING MÅL OG KRAV FOR IKT-SYSTEMENE SAMFUNNSMÅL OG EFFEKTMÅL KRAV TIL IKT-SYSTEMENE AKTUELLE MODELLER FOR FELLES IKT-LØSNINGER LOGISK DATAMODELL MÅLEVERDIKJEDEN OVERORDNET OM LØSNINGSALTERNATIVER ALTERNATIV 1: DISTRIBUERT DATABASE LØSNINGSBESKRIVELSE IMPLEMENTERING AV IKT-ARKITEKTUR SIKKERHET IDENTITETS- OG AKSESS STYRING INFRASTRUKTUR IMPLEMENTERING KONSEKVENSER KOSTNADER GEVINSTER/FORDELER ULEMPER ALTERNATIV 2: FELLES MÅLEVERDIDATABASE LØSNINGSBESKRIVELSE IMPLEMENTERING AV IKT-ARKITEKTUR SIKKERHET IDENTITETS- OG AKSESSSTYRING INFRASTRUKTUR IMPLEMENTERING KONSEKVENSER KOSTNADER GEVINSTER/FORDELER ULEMPER

8 8 ALTERNATIV 3: FELLES BEHANDLINGSFUNKSJONER LØSNINGSBESKRIVELSE SENTRALISERTE PROSESSER IMPLEMENTERING AV IKT-ARKITEKTUR SIKKERHET IDENTITETS- OG AKSESS STYRING INFRASTRUKTUR IMPLEMENTERING KONSEKVENSER KOSTNADER GEVINSTER/FORDELER ULEMPER ORGANISERING FELLESOPPGAVER PRINSIPIELT OM ORGANISERING AV FELLES IKT-LØSNINGER NYTTE-KOSTNADSANALYSE TEKNISKE RISIKO- OG NYTTEBETRAKTNINGER NYTTE OG KOSTNADER I HENHOLD TIL EFFEKTMÅLENE SAMLET VURDERING USIKKERHETSANALYSE KONKLUSJONER OG ANBEFALINGER TEKNISK LØSNINGSFORSLAG ORGANISATORISK LØSNINGSFORSLAG GEVINSTER VED DEN ANBEFALTE LØSNING BESLUTNINGS- OG GJENNOMFØRINGSSTRATEGI REFERANSELISTE ORDLISTE / DEFINISJONER

9 1 Innledning 1.1 Bakgrunn og problemstilling I dette tiåret står den norske kraftbransjen og norske sluttbrukere av elektrisitet overfor store endringer både som følge av internasjonaliseringen av kraftmarkedet og oppnåelsen av klimapolitiske mål om effektiv og utslippsfri produksjon og forbruk av energi. Innføring av avanserte måle- og styringssystemer (AMS) og et felles nordisk sluttbrukermarked er andre sentrale faktorer som vil påvirke utviklingen i sluttmarkedet for kraft. IKT-systemene knyttet til forretningsprosessene i sluttmarkedet måling, avregning, fakturering, leverandørskifter, regulerkraftavregning med mer vil være kritiske for at utviklingen skal skje på en samfunnsøkonomisk effektiv måte. Et nøkkelspørsmål i den forbindelse er hvorvidt oppgaver skal utføres hos den enkelte kraftleverandør eller nettselskap, som i dag er hovedmodellen, eller i fellesskap. I land som Storbritannia og Danmark går utviklingen i retning av at stadig flere oppgaver i tilknytning til forretningsprosessene i sluttmarkedet løses i fellesskap. Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) ønsker i lys av de nasjonale og internasjonale utviklingstrekkene å vurdere den samfunnsøkonomiske nytten ved ulike modeller for felles IKT-arkitektur i det norske kraftmarkedet, med vekt på de prosessene som dreier seg om sluttmarkedet for kraft. Vi vil besvare følgende problemstillinger i denne rapporten: Hvilke oppgaver hos nettselskaper og kraftleverandører kan utføres av/gjennom felles IKT-systemer? Hvordan vil ulike modeller helt eller delvis erstatte aktørenes behov for egne IKT-systemer? Hvordan kan modeller for felles IKT-systemer utformes? Hvilke nyttevirkninger og kostnader gir modellene? Formålet er å komme med en anbefalt modell på et overordnet nivå og peke på viktige forutsetninger for gjennomføringen av en felles IKT-arkitektur. Rapporten er utarbeidet på oppdrag fra NVE. 1.2 Metode Vår overordnede metodiske innfallsvinkel i analysen, er standard samfunnsøkonomisk nytte-kostnadsanalyse. Vi har også hentet viktige elementer fra Finansdepartementets kvalitetssikringsregime for offentlige investeringsprosjekter fram til konseptvalg (KS1). Nytte- og kostnadselementer er tallfestet og verdsatt i kroner der det har vært mulig, men vi har først og fremst benyttet kvalitative vurderinger av ulike virkninger. Analysen omfatter følgende forhold: En vurdering av behovene som IKT-systemene skal bidra til å oppfylle i framtiden. 9

10 Formulering av overordnede samfunnsmål og avledede effektmål som vi ønsker at IKT-systemene skal oppfylle i størst mulig grad, og ufravikelige krav som systemene må oppfylle. Identifisering av aktuelle hovedkonsepter på grunnlag av behovsanalysen og kravene, det vil si mulighetsrommet for framtidige IKT-løsninger. Nytte-kostnadsanalyse av de utvalgte hovedkonseptene. Vurdering av sentrale usikkerheter og viktige faktorer i en gjennomføringsstrategi for de aktuelle konseptene, herunder organisering, eierskap og finansiering. Anbefalt løsning basert på en evaluering i henhold til målene og kravene. Som input til analysen har vi gjennomført intervjuer med kraftleverandører, nettselskaper, Statnett, målerleverandører og leverandører av IKT-systemer til den norske kraftsektoren. Vi har også gjennomført to workshops, én med representanter for kraftbransjen og én med representanter for IKT- og målerleverandører. I tillegg er det avholdt flere møter med NVE. Alle vurderinger og konklusjoner står imidlertid for Devoteam davinci og THEMAs regning. 1.3 Om rapporten Rapporten har følgende innhold: I kapittel 2 beskriver vi dagens situasjon med hensyn til det regulatoriske rammeverket for IKT-systemene og forretningsprosessene i sluttmarkedet for kraft i Norge i dag, samt organiseringen av de tilhørende IKT-funksjonene hos kraftleverandører og nettselskaper. I kapittel 3 dokumenteres behovsanalysen, med vekt på viktige utfordringer og endringer i markedet for omsetning av kraft til sluttbrukere. Vi ser spesielt på endringer i det regulatoriske rammeverket samt forbedringspotensialet knyttet til dagens organisering og IKT-systemer. Andre sentrale forhold er endringer i kundeatferden og sammensetningen av forbruket, nye teknolgoier for kraftproduksjon samt kundenes forventninger til IKT-tjenester generelt. I kapittel 4 formulerer vi samfunnsmål, effektmål og krav til IKT-systemene på grunnlag av de overordnede føringene i energiloven og konklusjonene fra behovsanalysen. I kapittel 5 identifiserer vi aktuelle hovedkonsepter for den videre analysen. I kapittel 6-10 gjennomfører vi en analyse av utvalgte alternative modeller. Analysen omfatter samfunnsøkonomiske nytte- og kostnadsvirkninger og en vurdering av sentrale risikofaktorer. I kapittel 11 oppsummerer vi og gir våre anbefalinger om valg av løsning, gjennomføringsstrategi og forslag til organisering, finansiering og eierskap for valgt modell 10

11 2 Forretningsprosesser i kraftmarkedet De prosessene som omhandles i dette prosjektet, er nedstrøms forretningsprosesser. Det vil si prosesser for kundehåndtering for kraft- og nettselskaper. I dette kapitlet beskriver vi kort det overordnede regulatoriske rammeverket, innholdet i forretningsprosessene samt organiseringen av de tilhørende IKT-funksjonene i den norske kraftbransjen i dag. 2.1 Det regulatoriske rammeverket Norske lover og forskrifter regulerer den nasjonale kraftbransjen, men samarbeid med de andre nordiske land og direktiv i EU vil påvirke hvordan norske lover og forskrifter utformes i framtiden. Vi vil her gi en overordnet oversikt over det regulatoriske rammeverket som kraftbransjen må forholde seg til når det gjelder nedstrøms kundehåndtering Energiloven og tilhørende forskrifter Energiloven Energiloven gir rammene for organiseringen av kraftforsyningen i Norge. Loven trådte i kraft 1. januar 1991 og la grunnlaget for en markedsbasert produksjon og omsetning av kraft. Energiloven gir rammene for forskriftene som regulerer bransjen. Energilovforskriften Energiforskriften er en operasjonalisering av energiloven og håndteres av Olje- og energidepartementet. Forskriften omhandler blant annet anleggs-, område- og omsetningskonsesjon og konsesjon for fjernvarmeanlegg. Videre gir loven regler om saksbehandling, beredskap, sanksjoner m.m. Kontrollforskriften Forskrift om økonomisk og teknisk rapportering, inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer, eller kontrollforskriften, inneholder en rekke bestemmelser om blant annet regnskaps- og rapporteringsplikt for alle konsesjonærer. I tillegg inneholder forskriften bestemmelser som regulerer nettselskapenes inntekter og prinsipper for tariffering av nettkundene. Avregningsforskriften (Forskrift om måling, avregning og fakturering av kraft) inkludert innføring av AMS Avregningsforskriften er fastsatt av NVE 11. mars 1999 med hjemmel i energilovforskriften. Forskriften skal sikre kraftleverandører tilgang til overføringsnettet og legge til rette for at sluttbrukere av elektrisk energi enkelt kan bytte kraftleverandør. Gjennom forskriften stilles det krav til at nettselskap som en nøytral aktør sørger for en effektiv informasjonsutveksling mellom partene ved måling og avregning og leverandørskifter. Forskriften omfatter blant annet forhold relatert til bytte av kraftleverandør, måling og avregning i sluttbrukermarkedet, nettselskapenes nøytralitet, fakturering av nettjenester samt felles fakturering av nettjenester og elektrisk energi. 11

12 Forskriften hjemler også avregningskonsesjonen som regulerer avregningen av regulerkraftmarkedet, dvs. avregning av aktørenes ubalanser i det norske kraftmarkedet. Det er Statnett som har konsesjon for å gjennomføre denne avregningen. 2.2 Kundeprosesser i kraftbransjen Vi vil her beskrive de aktuelle kundeprosessene i dagens kraftmarked med utgangspunkt i figur 1 nedenfor. Disse beskrivelsene er basert på NordREGs beskrivelse av kundeprosesser i Norge (NordREG, 2009) og intervjuene som er gjennomført med nettselskaper og kraftleverandører. Figur 1: Kundeprosesser i kraftbransjen Kilde: Metor og prosjektteamet Prosesser knyttet til kundeavtaler Inngåelse og avslutning av kontrakter Avtale om levering av strøm til en forbruker ved et målepunkt må gjøres skriftlig (Internet-basert avtale regnes som skriftlig). Sluttbruker må oppgi dagens målerstand, målepunktid, målernummer, fødselsdato/ organisasjonsnummer, navn/firmanavn og adresse ved opprettelse eller endringer av avtaler. Avlesning av målerstand er en manuell prosess som utføres av sluttkunden. Kunden har separate avtaler med nettselskapet og kraftleverandøren, men kraftselskapet kan med fullmakt fra sluttbruker melde anleggsovertakelse og oppstart på vegne av sluttbruker. Melding om oppstart av et nytt anlegg skal skje minst 15 dager før overtakelse. 12

13 Kraftprisen er markedsbasert og kan være basert på spotpris, standard variabel, fastpris eller andre prisavtaler. Nettleien kan bestå av tre ulike ledd for sluttkunder i distribusjonsnettet med effektavregning fastledd, energiledd og effektledd (bare fastledd og energiledd for kunder uten effektavregning). Kunder med timemålte vil ofte være effektavregnet. På timemålte anlegg vil tariffene ofte variere mellom årstider, og utkoblbart forbruk kan ha egne tariffer. Det vil også være forskjeller i nettariffene avhengig om man er koblet på høyspent eller lavspent nett. Nettleien er regulert basert på det historiske kostnadsnivået i hvert enkelt nett samt en selskapsspesifikk kostnadsnorm, og den varierer mye mellom de ulike selskapene både på totalnivå og hvordan den fordeles mellom de ulike leddene i tariffen. Leverandørskifte Sluttbruker har rett til å bytte kraftleverandør. Sammen med etablering av avtale om kraftleveranser, må sluttkunden melde inn nylig avlest målerstand og målepunktid til kraftleverandøren. Kraftleverandøren varsler nettselskapet om at det skal overta leveransen til dette målepunktet. Nettselskapet varsler terminering til gammel kraftleverandør. For at dette skal skje, er man imidlertid avhengig av at man har fått inn riktige data fra sluttkunden. Dette kan være et problem når det gjelder riktig målerstand (kunden må lese av og ikke benytte målerstand fra siste faktura) og målerid (mange oppgir kun målernummer). Kraftleverandør har rett til å sende målerstand til nettselskapet ved leverandørskifte, anleggsovertagelse og oppstart. Ved leverandørskifte skal nettselskapet akseptere målerstand som er innhentet 20 til 6 virkedager før dato for leverandørskifte for anlegg som er manuelt avlest. Nettselskapet skal senest innen tre virkedager etter mottatt målerstand ha kvalitetssikret denne. På grunnlag av den innsendte målerstanden stipulerer nettselskapet målerstand på dato for leverandørskifte. Figur 2: Roller og prosesser ved leverandørskifte 1 1 Figuren er hentet fra Edisys. Se pdf 13

14 Flytting Ved flytting skal nettselskapet informeres om ny kunde og valgt kraftleverandør, samt målerstand som er innhentet 20 til 6 dager før anleggsovertakelse (jf. regelverket for leverandørskifter). Den valgte kraftleverandøren kan håndtere hele prosessen mot nettselskapet på vegne av kunden. Kundeforholdet til en kraftleverandør er knyttet til målepunktet. Ved flytting må det derfor alltid inngås en ny avtale om kraftleveranser. En kunde kan likevel velge å videreføre kundeforholdet til en kraftleverandør fra gammel til ny bolig, eller inngå en avtale med ny leverandør. Ved eventuell videreføring av kundeforholdet må kraftleverandøren informeres om at kunden har flyttet. Nettselskapet må varsles om ny kunde på målepunktet. Nettselskapet informerer gammel og ny leverandør på dette målepunktet om målerstanden ved overtakelsestidspunktet. Dersom kunden ikke har meldt fra om målerstanden ved utflytting, må nettselskapet lese av denne verdien selv. Dersom innhenting av måleverdier ved flytting skaper urimelige kostnader eller er svært krevende for nettselskapet, kan slik måleverdi stipuleres. Dersom det ikke er inngått avtale med kraftleverandør i forbindelse med flytting, vil nettselskapet levere strøm inntil en ny avtale er inngått i henhold til energilovens bestemmelse om leveringsplikt Prosesser knyttet til måling og avregning av forbruk Måling og avregning for profilavregnede målepunkter De fleste anlegg med forbruk mindre enn kwh blir lest av manuelt av sluttbrukeren. Målerstand sendes til nettselskaper via SMS, internett, telefon eller per brev. Nettselskapet sender måleverdier til kraftleverandøren innen tre uker etter avlesning, dette er grunnlaget for kraftselskapets fakturering av strøm. Alle målepunkter skal avleses minimum en gang per år, og husholdninger med forventet årlig strømforbruk over 8000 kwh, skal avleses med like intervall minimum fire ganger per år. Dersom kunden ikke har sendt inn sin målerstand, blir forbruket stipulert. Dersom målerstanden blir sendt inn på et senere tidspunkt, blir eventuelle avvik korrigert ved neste faktura. Det avleste forbruket vil være totalforbruket siden forrige måling. Det vil si at man ikke har oversikt over når strømmen er brukt; på hvilke timer og dager. Kraftprisene vil variere fra time til time. For hvert nettområde blir det derfor beregnet en gjennomsnittlig profil for kunder som ikke har timesmålte anlegg (justert innmatingsprofil). Denne profilen blir lagt til grunn når kraftselskapene skal beregne strømforbruket per time for sine kunder i det enkelte nettområdet. Sluttkunden har i det gjeldende regelverket kunnet kreve at anlegget skal timemåles. Nettselskapet kan da kreve at kunden dekker kostnaden ved installasjon av timesmåler, med en maksimal øvre grense på 2500 kroner (inkl mva).denne bestemmelsen bortfaller fra sommeren 2011 i henhold til NVEs forslag om endringer i avregningsforskriften (jf. høringsdokumentet datert februar 2011). 14

15 Måling, avregning og kvalitetssikring av timesmålte anlegg Alle anlegg med forbruk over kwh blir lest av automatisk hver time og målerdata blir overført til nettselskapet minimum ukentlig (timemålte anlegg). Overføring av data skjer i dag all hovedsak via mobilnettet eller ved kommunikasjon over strømkabelen (PLC). Måledata som overføres er forbruksverdier per time (ikke målerstand). Dersom det mangler måleverdier, skal nettselskapet stipulere forbruket basert på forrige ukes forbruk. Ved neste avlesning skal feilen korrigeres. Samlet forbruk for de timemålte anleggene estimeres og rapporteres daglig til Statnett og balanseansvarlig Prosesser knyttet til fakturering av sluttkunden Kundeavregningen som beskrevet over er kraftleverandørens underlag for fakturering av kunden. Dette er også nettselskapets underlag for å fakturere energileddet i nettleien, samt effektleddet for de timesmålte anleggene som faktureres på grunnlag av dette. Fakturautsendelse Basert på forbruk, kraftpriser og avtalen med kunden blir det utarbeidet og sendt en faktura. For sluttbrukere med et forbruk over kwh skal det sendes en faktura på nettleien minst 4 ganger per år. Faktura for nettleie skal inneholde informasjon om forbruk sammenlignet med samme periode forrige år, og informasjon om mulighet for å bytte kraftleverandør. De fleste kraftkonsern som både leverer kraft og nett tilbyr sine kunder felles faktura på strømforbruk og nettleie. Ved felles faktura skal både logo og kontaktinformasjon om både nettselskapet og kraftleverandøren framgå på fakturaen. Selskapene står i de fleste tilfeller for utforming av fakturaene selv, men trykking og utsendelse (i papir eller elektronisk) kan være satt ut til andre. Innfordring Utsendelse av purring og inkassovarsel kan gjøres av selskapene selv, eller er satt ut til underleverandører Prosesser knyttet til regulerkraftavregning Omsetningskonsesjonærer (kraftleverandører) som avregnes for regulerkraft i et nettselskaps kraftnett, betegnes som balanseansvarlig. Balanseansvarlig omfatter også sluttbrukere og nettselskaper som er ansvarlig i regulerkraftmarkedet. De balanseansvarlige har ansvar for fysisk balanse mellom hva de tar ut av nettet (eller mater inn, dersom det er en produsent) og deres fysiske kraftoppdekning (eller salg dersom det er snakk om en produsent) i form av handel i spotmarkedet eller via bilaterale kontrakter. Avvik mellom faktisk uttak og innkjøpte volumer avregnes i henhold til prisene i regulerkraftmarkedet. Ansvaret for å beregne regulerkraftbalanse for hver balanseansvarlig, ligger hos avregningsansvarlig. Balanseansvarlige aktører kan ha penger til gode eller skylde penger avhengig av priser og volumer for hver enkelt aktør. 15

16 De ulike aktørenes oppgaver og ansvar i forbindelse med balanseavregningen er vist i figur 3 under. Innsamling og kvalitetssikring av målerdata fra timemålte anlegg og beregning av forbruk i ikke-timemålte anlegg er første del av prosessen, og er nettselskapets ansvar. Nettselskapet beregner kraftuttak per balanseansvarlig på grunnlag av totalt uttak i nettet og målt uttak fra anlegg som er timemålt. Differansen mellom totalt uttak og uttak fra timemålte anlegg (justert for nettap) defineres som justert innmatingsprofil for det aktuelle nettet. Uttaket til ikke-timesmålte anlegg skal fordeles mellom de balanseansvarlige. Fordelingen skjer på grunnlag av den forventede prosentvise fordelingen av forbruk per målepunkt og den justerte innmatingsprofilen for nettet. Balanseavregning skjer ukentlig. Kvalitetssikrede data for balanseavregning skal sendes Statnett og til alle balanseansvarlige innen 3 dager etter utgangen av avregningsuka. Nettselskapets melding til balanseansvarlig og Statnett skal inneholde: Samlet uttak per time som er beregnet basert på justert innmatingsprofil (oppgis i kwh/h) Beregnet døgnvis kraftuttak for de enkelte målepunkt (kwh) I tillegg skal nettselskapet sende informasjon om totalt forbruk i sitt nettverk for den siste 24-timersperioden til Statnett og balanseansvarlige for planleggingsformål. Nord Pool sender melding til Statnett om aktørenes kjøps- og salgsforpliktelser i organiserte markeder (som Nord Pool Spot), mens balanseansvarlig sender melding om egne kjøp og salg utenfor organiserte markeder (som ulike former for bilaterale kontrakter, avtaler om konsesjonskraft etc.). Nord Pool Regulerkraftmarked Statnett Avregningsunderlag (kjøp og salg) i organiserte markeder Nettselskap Avregning Statnett Saldoppgjør Fakturering/ kreditering Avregningsunderlag (kjøp og salg) i uorganiserte markeder Balanseansvarlig Måleverdier Regulerkraftavregning Avregningsdata pr. balanseansvarlig Figur 3: Fordeling av ansvar og oppgaver i forbindelse med balanseavregning 2 2 Kilde: ECON (2006). 16

17 Avviksoppgjør for profilavregnede målepunkter (Saldooppgjør) I og med at en stor andel av strømforbruket i et område er estimert (justert innmatingsprofil), vil det oppstå avvik mellom faktisk forbruk og estimert forbruk når måledata på faktisk forbruk er samlet inn. Nettselskapet skal beregne avvik mellom beregnet prosentfordeling av den justerte innmatingsprofilen, og virkelig uttak fra målepunktene. Nettselskapene har ansvar for å gjennomføre et økonomisk oppgjør for å rette opp dette avviket. Det opprettes en konto for hver balanseansvarlig som oppdateres ved avlesning av manuelt avleste anlegg. Denne kontoen skal gjøres opp minimum hvert årsskifte, i praksis blir dette som regel gjort månedlig eller kvartalsvis. Informasjon om saldooppgjøret (betalingsforpliktelser og tilgodehavender, inklusive grunnlaget for disse) skal sendes til balanseansvarlig minimum seks uker etter at kontoen er gjort opp. Korreksjonsoppgjør timesmålte anlegg Dersom man ikke får inn måleverdier fra timesmålte anlegg, skal forbruket for den uken stipuleres basert på forrige ukes måleverdier. Dette kan skje på grunn av feil på måleren eller at kommunikasjonen av data har sviktet. Avvik mellom stipulert forbruk for den uken, og faktisk forbruk skal gjøres opp mellom nettselskapet og kraftleverandør den første uken etter at riktige målerdata har kommet inn fra kunden. 2.3 IKT-systemer i kraftbransjen Beskrivelsen av dagens IKT-systemer bygger på gjennomgang av sentrale offentlige dokumenter og regelverk samt årsrapporter, websider og lignende materiale fra ulike selskaper. I tillegg er det som nevnt innledningsvis gjennomført intervjuer med kraftleverandører, nettselskaper og bransjeorganisasjoner og IKT-leverandører som ledd i arbedet. Et av formålene med intervjuene var å få oversikt over dagens IKTsystemer Overordnet systemarkitektur Dagens situasjon er illustrert i figur 4 nedenfor. Alle aktører benytter et kundeinformasjonssystem (KIS) for kunderegister, avregning og fakturering basert på målerdata fra manuelt avleste målere og AMS-målere. Data utveksles mellom aktørene som EDI-meldinger, standardisert gjennom et samarbeid i bransjen under betegnelsen Ediel. For å finne hvilket nettselskap som har ansvar for et spesifikt målepunkt, er NUBIX etablert. Ediel og NUBIX er nærmere omtalt nedenfor. Det er ulike proprietære løsninger for innsamling av data fra AMS-målerne til KISsystemene. KIS-systemene har hver for seg løsninger for innrapportering og kvalitetssikring av manuelt avleste målerdata. Det er også funksjoner for kvalitetssikring og korreksjoner på data fra AMS-målerne. 17

18 Figur 4: Dagens IKT-løsninger Datautveksling mellom aktører Ediel Ediel utgjør mekanismene for måledatautvekslingen mellom aktørene i det norske kraftmarkedet og spesielt for utveksling av informasjon (meldinger) i forbindelse med måledata, avregning og saldooppgjør. Gjennom Ediel-samarbeidet er det definert et sett standardiserte EDI-meldinger som kreves benyttet for datautvekslingen, og det er definert prosesser for hvordan meldingene skal utveksles. De ulike IKT-systemene har hver for seg implementert funksjoner for å sende, motta, tolke og besvare Ediel meldingene. Ediel videreutvikles og supporteres gjennom SSE (systemstøtten for Ediel). SSE drives av Statnett SF på oppdrag fra NVE, gjennom vilkår i Statnetts omsetningskonsesjon: Systemstøtten for Ediel (heretter referert til som SSE) er en tjeneste som er etablert for omsetningskonsesjonærer (bl.a. nettselskaper og kraftleverandører), og for leverandører av system som er involvert i Ediel-meldingsutveksling i kraftbransjen. SSE skal sikre innføring, drift og videreutvikling av elektronisk datautveksling for ekstern kommunikasjon mellom nettselskaper, kraftleverandører og Avregningssentralen for regulerkraft (balanseavregningen). 18

19 SSE gir definerer innhold, og format på meldingene (meldingsstandarder) og gir råd og veiledning rundt Ediel-meldinger som inngår i avregningsforskriften. SSE sørger for drift, vedlikehold og videreutvikling av (formatene for) Edielmeldinger som inngår i forskriften. Et virkemiddel her er Ediel-portalen. (I drift siden 1. juli 1999). Etter 1. januar 2002 er det påkrevd for alle aktører å være godkjent gjennom SSEs testrutiner for å kunne drive med Ediel meldingsutveksling. I tillegg skal utfordringer i forbindelse med adressering av meldinger imøtekommes ved at alle aktører plikter å være registrert med oppdaterte opplysninger i Ediel adresseregister. SSE leder Norsk Ediel Ekspertgruppe, NEE, som er etablert for å ivareta Ediel meldingsutveksling i den norske kraftbransjen med representanter fra nettselskaper, kraftleverandører og IKT-leverandører. NUBIX NUBIX er en webbasert tjeneste som ruter forespørsler fra kraftleverandører til nettselskapets kundeinformasjonssystem. NUBIX (Nordic Utilities Business Information Exchange) kobler spørredata fra kraftleverandør med riktig nettselskap og videresender spørringen til nettselskapene. Nettselskapene svarer på henvendelsen via en webtjeneste som kommuniserer med nettselskapets kundedatabase. Svaret sendes så tilbake til NUBIX som adresserer svaret videre til kraftleverandøren. NUBIX er således ikke en sentral database, men et system som muliggjør distribuerte oppslag direkte i nettselskapenes databaser. NUBIX gjør en minimumsvalidering, håndterer sikkerhet og logger forespørselen i tillegg til å videresende spørringen til riktig(e) nettselskap(er). Spørre- og svar-meldingene er bygd opp i XML-struktur. "Skjemadefinisjoner" er basert på gjeldende versjon av XML skjemadefinisjoner (xsd-filer). Hvordan løsningen implementeres, er opp til hvert enkelt selskap. Nettselskaper har krav på seg til å etablere web-tjenesten som skal svare NUBIX, mens kraftleverandører står fritt til å implementere logikk på sine websider for å snakke med NUBIX. Edielportalen vil ha en søkeside som kommuniserer med NUBIX. Kommunikasjonsflyten i NUBIX kan beskrives ut fra følgende enheter: Kraftleverandøren: Sender en forespørsel til NUBIX tjenesten i form av en Request melding. Dette skjemaet leveres fra en leverandørs egen websideløsning (med ønsket overbygning og integrert logikk) til Web-tjenesten NUBIX. NUBIX-tjeneren: Mottar forespørselen, kobler postnummer med nettselskap og videreadresserer forespørselen til nettselskapets lokale søketjeneste. Finnes postnummeret hos flere nettselskap, adresseres søket til alle nettselskaper og NUBIX returnerer samtlige responser. Autentisering: NUBIX foretar en autentiseringskontroll og utfører en sjekk av minimumskravet til søkekriterier. Alle henvendelser til NUBIX blir logget i sin helhet (både innkommende og utgående meldinger). Utover dette utføres ingen annen intelligens. Nettselskapet: Mottar forespørselen (request) videresendt fra NUBIX. Nettselskapets lokale søketjeneste 19

20 analyserer innholdet i forespørselen og håndterer spørringen mot egen database. Logikk for å håndtere søkekriterier må implementeres i Nettselskapets søketjeneste. Resultatet av søket returneres til NUBIX i form av en responsmelding. Nettselskapets svar: Svaret fra nettselskapet(ene) konverteres til en responsmelding og returneres nå med den etterspurte informasjon utfylt. Informasjonen går via NUBIX-tjenesten som ruter svaret tilbake til den kilden som initierte søket. I søkeprofilen skiller NUBIX på privatkunder og kommersielle kunder (firmakunder). For å kunne søke i NUBIX er postnr obligatorisk, i tillegg må minst 2 søkefelt til fylles ut, dvs. totalt 3 felt: postnr + 2 søkekriterier. Meldingene er bærere av følgende informasjon: Forespørselsid (Denne må ikke slettes / endres av nettselskapet) GLN (Global Position Number, forespørrers) Navn / Firmanavn Organisasjonsnr / Fødselsdato - Kun dersom det er angitt i søkefeltet. Målernummer Anleggsadresse (Gateadresse, boenhet, postnr, poststed, landskode, mm) Anleggsbeskrivelse (Målepunktid, Målemetode, Installasjonsstatus, Siste avleste dato, mm) Eventuelt en feilmelding hvis søket har feilet. Man må være registrert bruker i Edielportalen for å kunne benytte søketjenesten. Både NUBIX-tjenesten og NUBIX-søkesiden krever at man logger seg inn med brukernavn og passord. NUBIX benytter https -protokollen med SSL-kryptering til all meldingsutveksling mellom nettselskap, NUBIX-søkesider og kraftleverandør. Denne protokollen krypterer meldinger slik at det blir vanskelig for utenforstående å få uautorisert tilgang til dataene Selskapenes valg av løsninger Nedenfor vil vi beskrive hvordan prosessene for kundeavregning, balanseavregning og måleverdiinnsamling organiseres og håndteres av nettselskapene, kraftleverandørene og andre aktører i dagens marked. Nettselskapets hovedfokus er leveringssikkerhet, utbygging og drift av strømnettet. Prosessene for måleverdiinnsamling, avvikshåndtering, avregning, fakturering og innfordring utføres ofte adskilt fra oppstrømsprosessene, gjerne av dedikerte ressurser og i egne systemer. En stor andel av nettselskapene inngår i et konsern som også tilbyr sine kunder et eller flere kraftprodukter gjennom andre deler av konsernet, ofte også andre tjenester som bredbånd, fjernvarme og tv-løsninger. 20

21 Med samlefaktura menes at kundens kraftforbruk faktureres på samme faktura som nettleien, enten for en husstand med ett målepunkt, eller for større organisasjoner som er aktive på flere målepunkt. Samfakturering er også kostnadsbesparende for bransjen ved at prosessene for fakturering, innfordring og kundehåndtering kan samordnes. Samtidig kan manglende nøytral opptreden fra nettselskapene overfor kraftleverandørene føre til konkurransevridninger, og det er derfor et forskriftskrav at nettselskapene skal opptre nøytralt. Valg av organiseringsmodell er avhengig av størrelsen på aktørenes kundemasse, og om selskapet tilbyr andre produkter enn kraft og nett.listen nedenfor viser ulike organiseringsmodeller for fakturering: Selskapet er organisert med en intern fakturaavdeling eller eget juridisk faktureringsselskap som i noen tilfeller tilbyr tjenester på det åpne markedet. Ren kraftleverandør, eller rent nettselskap håndterer nedstrømsprosessene internt. Kraftleverandører kjøper faktureringstjenester av lokale nettselskaper. Kraftleverandører fakturerer på vegne av nettselskaper. I tillegg har det oppstått et eget marked mot sluttbrukere som ønsker å få bedre styring på sine energikostnader, spesielt større kunder som kjøpesentre og lignende. Eksempler på tjenesteleverandører i dette markedet er Entro og Eneas. I tillegg til råd om energisparingstiltak tilbyr selskapene tjenester knyttet til kontroll av fakturaer fra kraftselskaper og nettselskaper, sammenstilling av forbruk og kostnader på tvers av nettområder og ulike analyser energiforbruket. Tjenesteleverandørenes forretningsgrunnlag er delvis tuftet på at nettselskaper og kraftleverandører ikke kan levere samlefaktura med tilfredsstillende informasjon om forbruket, samt at det ofte oppstår feil i fakturaer. Dette markedet er altså ikke direkte knyttet til måling, avregning og fakturering slik disse prosessene er definert i energiloven med tilhørende forskrifter, men utgjør en del av det totale nytte- og kostnadsbildet. Intern faktureringsavdeling eller eget juridisk faktureringsselskap Ved å etablere prosessene for fakturering i en egen avdeling, eller juridisk enhet som i noen tilfeller leverer tjenester til andre i markedet. Eksempler på slike selskaper er MAIK og Metor. I tillegg til å tilby tjenester innenfor måling, avregning, kundeservice og innfordring, tilbyr disse selskapene også IKT- og regnskapstjenester. Med denne modellen søker aktørene stordriftsfordeler i form av: Utnyttelse av felles IKT systemer, og felles avtaler med leverandører. Tilgang til et sterkt fagmiljø med nødvendig kompetanse - redusert sårbarhet pga. avhengighet av enkeltpersoner Felles rutiner for balanseavregning. Felles lokaler, ressurser, kontorstøttesystemer, osv. Det har så langt vist seg at få av selskapene som tilbyr tjenester på det åpne markede oppnår betydelige markedsandeler utenfor sfæren av egne eierselskaper. 21

22 Selskap som håndterer sine egne nedstrømsprosesser internt Kraftselskapet eller nettselskapet er organisert for å håndtere kun egne kunder. Selskapet er etablert med egen IT-avdeling, og har dedikerte ressurser avregning, fakturering og kundehåndtering. Denne organisasjonsmodellen er foretrukket av mindre selskaper med ansatte som har god kjennskap til prosessene. Selskapene har fleksibilitet til å gjøre endringer, og kan håndtere ulike prosesser manuelt. Kraftselskap kjøper tjenester av lokale nettselskaper Ofte er kraftleverandørene organisert i samme eierstruktur som netteierne de kjøper tjenester fra. Strømproduktene tilbys over hele landet, men eierne satser spesielt på salg i ulike regioner. Eksempel på selskaper som velger å kjøpe tjenester fra lokale netteiere er Fjordkraft og Ishavskraft. Ved å kjøpe fakturering og kundeservicetjenester hos lokale netteiere, får kraftleverandørene mulighet til å tilby sine kunder samlefaktura. For kraftleverandørene innebærer denne organiseringsmodellen at de blir helt avhengige av nettselskapenes IKT-systemer. Kraftselskap fakturerer på vegne av nettselskaper For store kunder, for eksempel store nasjonale eiendomsforvaltere, er det krevende å forholde seg til fakturaer for kraft og nettleie fra regioner over hele landet. Enkelte kraftleverandører tilbyr slike kunder samlefaktura for anlegg i ulike konsesjonsområder. Kunden forplikter seg til å kjøpe kraft fra én leverandør til samtlige av sine anlegg, og får tilgang til faktura og forbruksopplysninger om de ulike anleggene via leverandørens webløsning. Det er få leverandører som tilbyr slike tjenester i dag, da det krever manuelle rutiner for å samle kundenes fakturagrunnlag fra de ulike netteierne. 2.4 Dagens IKT-systemer It-systemene i kraftbransjen er komplekse systemer som håndterer store datamengder og krevende prosesser. Leverandørene i markedet er delt i to grupperinger: Leverandører av kundeinformasjonssystemer (KIS) Leverandører av målere og måleinnsamlingsnettverk (AMS) KIS-systemene er standardsystemer som er utviklet over lang tid i et nært samarbeid mellom kundene og deres leverandør. Systemene er proprietære i den betydning at en kunde får levert hele løsningen fra én leverandør. Informasjon fra de siste tre år fra leverandørene viser at det totale markedet for KIS-systemer til kraftbransjen i Norge (programvare, vedlikehold og support) er til ca. 120 MNOK per år. Markedet for automtiske måle- og styresystemer har til nå stort sett vært begrenset til installasjon av målerinnsamling fra anlegg med forbruk over kwh pr år pluss avgrensede pilotforsøk i ulike nettområder. Et fåtall mindre nettselskap har imidlertid rullet ut AMS i full skala. Valg av AMS-løsninger er blitt utsatt i påvente av den endelige utformingen av avregningsforskriften og funksjonskravene fra NVEs side. 22

23 KIS leverandørene i markedet Systemmarkedet for nedstrømsprosesser i kraftbransjen består i dag av et fåtall leverandører. Figur 5 nedenfor viser hvilke leverandører og systemer som støtter de ulike prosessene. Både kraftbransjen og systemleverandørene er avventende i forhold til føringer om AMS. Dagens systemer må tilpasses for å tilfredsstille nye krav, blant annet større datamengder og nye formater. Logica leverer løsninger til de største norske kraftselskapene, og har vært i bransjen lengst. Elis leverer sine produkter til små og mellomstore selskaper, og har levert løsninger til flere selskaper som har innført timemåling og fjernavlesning for samtlige av sine kunder. Tieto har en skandinavisk kundebase, men er relativt ny i det norske markedet. Deres KIS-system benyttes i dag av Metor, og vil implementeres hos Hafslund i Prosess Inngåelse og avslutning av kontrakter Fakturering Leverandørskifte Flytting Balanseavregning Måling (måleverdidatabase) Sanntidsutveksling av data Tilgang til kundedata Logica ISCU Tieto CAB Elis Elwin Powel MDMS Spesial utviklet NUBIX/ EDIEL X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X Figur 5: Leverandører av IKT-systemer i det norske markedet Drift av IKT- systemene i kraftbransjen Leverandør av KIS og måleverdidatabaser tilbyr eksterne driftsløsninger til de aktørene som ikke ønsker å ha egen IKT-drift. Driftsløsningene kan leveres som ASP-løsninger, hvor kundenes databaser driftes i separate løsninger. AMS-leverandører AMS markedet består av leverandører som primært tilbyr selve måleenheten og de som tar sikte på å dekke hele målerinnsamlingskjeden med målere, tilhørende nettverk og programvare for innsamling av måleverdier. De mest synlige leverandørene som dekker hele kjeden i det norske markedet er Kamstrup, Landis+Gyr og Embrique. Eksempler på rene målerleverandører er General Electric og Aidon.AMSleverandørene tilbyr også målere på flere områder, som fjernvarme, gass og drikkevann. Kommunikasjon med målerne skjer gjennom det samme nettverket som for kraft. Det finnes en rekke andre leverandører på det europeiske markedet. 23

24 3 Behovsanalyse Tema for dette kapitlet er endringsbehovet for IKT-systemene som følge av regulatoriske, teknologiske og forretningsmessige drivkrefter, samt utfordringer ved dagens systemer. Formålet er å identifisere hvilke mål IKT-systemene skal bidra til å oppfylle og hvilke krav systemene vil møte som grunnlag for analysen i resten av rapporten. Vi ser nærmere på følgende drivkrefter: Varslede, sannsynlige og mulige endringer i det regulatoriske rammeverket Utfordringer med dagens IKT-systemer og forretningsprosesser Endringer i kraftmarkedet og produksjon og forbruk av kraft Generelle teknologitrender og endringer i kundenes forventninger til IKTtjenester i kraftmarkedet 3.1 Det regulatoriske rammeverket Innføring av AMS i Norge Det har vært gjennomført flere høringsprosesser knyttet til innføring av AMS i Norge, og NVE planlegger å gjøre endelig vedtak om endringer i avregningsforskriften som regulerer tidsplan, funksjonskrav med mer i løpet av I henhold til NVEs tidsplan skal 80 prosent av alle målepunkter i Midt-Norge (Møre og Romsdal, Sør-Trøndelig og Nord-Trøndelag) ha installert AMS innen 1. januar For resten av landet er kravet 80 prosent av samtlige målepunkter innen 1. januar AMS skal være fullt implementert innen 1. januar Basert på NVEs høringsdokument fra februar 2011, vil følgende være krav i den kommende forskriften: Tidsoppløsning: Måleverdier skal registreres med en oppløsning på maksimalt 60 minutter. Systemet skal gjøre det mulig å registrere data hvert 15 minutt i tilfelle det blir behov for dette i framtiden. Det skal være mulig å hente inn måleverdier momentant. Lagring av data: Data skal kunne lagres i måleren inntil måleverdiene er overført til nettselskapet. 3 Dette skal også sikres dersom det er avbrudd i strømforsyningen. Data fra kundens måler skal overføres fra nettselskapet daglig. Registrering må i tillegg tilpasses de til enhver tid gjeldende krav til avregning og fakturering, samt hva som er avtalt mellom sluttbruker og nettselskap. Måleverdiene for foregående døgn skal være tilgjengelig for sluttkunden og leverandører med fullmakt fra kunden innen kl. 9 neste dag. I tillegg skal aggregert forbruksinformasjon gjøres tilgjengelig for leverandører slik at de kan forbedre sine anmeldinger i spotmarkedet 3 Det stilles ikke krav om hvor lenge data skal lagres utover tidspunktet for overføring til nettselskapet. Det kan imidlertid vurderes om det bør stilles krav om lagring i dager i måleren som backup inntil fakturering er gjort. 24

25 Nettselskapet skal lagre måleverdier inntil faktura er gjort opp minimum 3 måneder inntil 15 måneder. Måleverdier med tidsoppløsning på en måned og ett år skal lagres for siste tre år. Kommunikasjonsbærer: NVE vil ikke forskriftsfeste hvilke bærere som skal benyttes, men heller definere funksjonelle krav for å sikre at kommunikasjonsløsninger som velges har tilstrekkelig kapasitet. Relevante krav er blant annet hyppighet av overføring samt mottak og sending av styringssignaler, momentan tilgang til måleverdier og mulighet for utkobling av last. Målerne skal ha bryterfunksjonalitet, det vil si kunne rasjonere eller strupe forbruk. Måling i begge retninger: Både aktiv og reaktiv effekt skal kunne registreres i begge retninger. Dette betyr blant annet at det vil bli et krav at måleren skal kunne måle produksjon av strøm i bygget som mates ut på nettet. Dette skal skje uten ekstra kostnad for brukeren. Det skal være mulig å hente ut måleverdier direkte fra AMS-måleren til eksternt utstyr. Det krever at det benyttes et standardisert datagrensesnitt i målerne basert på internett-type protokoller (TCP/IP). Distribusjon av informasjon til kundene: Sluttbruker skal få tilgang til egne måledata over internett. Videre skal kunden kunne få tilgang til måledata via et display dersom kunden selv ønsker det. Kostnadene ved display skal dekkes av kunden selv. Kraftleverandør og nettselskap skal kunne sende informasjon om kraftpriser og nettleie til displayet. Nettselskapene skal legge til rette for videreformidling av måleverdier fra andre målere, styringssignaler med mer via AMS-kanalen. Sikkerhet: Nettselskapet har ansvar for at ikke uvedkommende skal få tilgang til måledata eller styringssystemer. NVE legger opp til å følge utrullingen av AMS gjennom hele installasjonsperioden og tar sikte på at nettselskapene må rapportere data om installerte målere og status og tempo i utrullingen Framtidige utfordringer for IKT-systemene som følge av innføringen av AMS Implementeringen av AMS vil medføre omfattende endringer i IKT-systemene. Viktige endringsbehov er blant annet: Overgang fra å lagre målerstand istedenfor forbruksverdier som grunnlag for beregninger og avregning. Det stilles nye krav til informasjonsflyt og -utveksling (hvilke aktører som skal få hvilken informasjon på gitte tidspunkter), hyppighet og volumer med hensyn til dataoverføring fra målerne. Det stilles nye krav til grensesnittet mellom nettselskapene, sluttkunder og tredjeparter, herunder krav til oppetid og sikkerhet. 25

26 Kravene til avregnings- og faktureringssystemene vil øke etter hvert som sluttbrukerne inngår mer komplekse kontrakter med kraftleverandører og nettselskaper basert på timeprising av kraftleveranser og overføring, samt mulig tilbakesalg av kraft til nettet. Nye rapporteringsrutiner for utrulling av AMS-målere I en overgangsfase må IKT-systemene håndtere både AMS og dagens manuelle målere Nordisk sluttbrukermarked NordREG har jobbet i flere år for å fremme og fasilitere et felles nordisk sluttbrukermarked for alle kraftbrukere i Norden. Målsetninger er å fremme mer effektive løsninger i markedet, inkludert et mer kundeorientert marked med økt konkurranse mellom kraftleverandørene. I september 2010 la NordREG fram rapporten Implementation Plan for a Common Nordic Retail Market. Planen inneholder tre hovedfaser som vist i figur 6 nedenfor. Figur 6: Implementeringsplan nordisk sluttbrukermarked 4 Nordisk ministerråd ga den 25. oktober 2010 sin støtte til arbeidet med nordisk sluttbrukermarked og den implementeringsplanen som er lagt av NordREG. Denne planen tilsier at man skal ha et nordisk sluttbrukermarked innen Arbeidet med det nordiske sluttbrukermarkedet vil få betydning for framtidige IKT-systemer for kundehåndtering i kraftmarkedet. Vi vil derfor kort gjengi hovedpunktene fra NordREGs rapport her. Generelle målsetninger Det nordiske markedet skal åpnes for alle forbrukere på samme måte som det nasjonale markedet er i dag. Forbrukerne må ha tillit til markedet, og forbrukerrettigheter må sikres uavhengig av hvem som er kraftleverandør. Forutsetningen for et nordisk sluttbrukermarked er at det er lave inngangsbarrierer på tvers av grensene og for nye aktører. Ulike deler av det nasjonale regelverket må vurderes nøye med sikte på å identifisere hindre for et effektivt nordisk marked. Innføring av AMS i de nordiske landene og EU-reguleringer kan ha innvirkning på et nordisk sluttbrukermarked. Innen 2012 vil NordREG vurdere om nasjonale krav til AMS vil ha innvirkning på deres arbeid. 4 Kilde: NordREG (2010) 26

27 Leverandørsentrert modell Foreløpige føringer fra NordREG (2010) går ut på at kraftleverandøren blir primærkontakt for kunden og håndterer kontraktsinngåelse, leverandørskifte, flytting, fakturering og klagebehandling for både kraftleveransen og nettselskapet gjennom standardiserte forretningsprosesser. Det vil si at de fleste kunderelaterte oppgaver som nettselskapet har i dagens norske marked skal utføres av kraftleverandøren. NorREG ser det som langsiktig mål at også fakturering av nettleien skal utføres av kraftleverandøren. Som et første steg i denne retningen foreslår NordREG at felles fakturering av kraft og nettleie kan utføres dersom kraftleverandøren ønsker det. Som et minstekrav foreslår NordREG at et nettselskap skal tilby felles fakturering av kraft og nettleie til alle kraftselskap dersom de tilbyr dette til noen (f.eks kraftleverandør i eget konsern). Forhold knyttet til en slik modell vil analyseres og defineres i løpet av Utveksling av data Et viktig område knyttet til et felles nordisk kraftmarked, er hvordan aktørene skal få tilgang til informasjonen som er nødvendig for å håndtere de ulike prosessene som fakturering, leverandørskifter og flytting. Det vil være kritisk for aktørene og tilliten fra markedet at de har sikker tilgang til markedsdata av høy kvalitet. NordREG (2010) beskriver nasjonale HUB er eller databaser som en mulig løsning på dette. Dette kan bidra til å redusere de langsiktige kostnadene og redusere inngangsbarrierer for nye kraftleverandører i markedet ved at det kun blir nødvendig å kommunisere med et punkt. Standardisering og automatisering av kommunikasjonen er i følge NordREG kritisk. Det poengteres at alle data i kjeden må ha en klar eier, og at også avvik må håndteres på en standardisert måte. En detaljert spesifikasjon for felles nordiske forretningsprosesser skal leveres fra NordREG innen desember Framtidig meldingsformat og utveksling av data skal designes innen utgangen av 2012, og de tekniske spesifikasjonene skal være utarbeidet innen desember Koding og testing av systemene er planlagt til , og målsetninger er at dette skal være implementert hos aktørene innen Felles balanseavregning NordREG ser felles balanseavregning som en forutsetning for et godt fungerende felles nordisk sluttbrukermarked. Dette vil redusere barrierene for leverandører som ønsker å operere i flere nordiske land og kan også redusere administrasjonskostnadene ved balanseavregning. I henhold til NordREG (2010) bør følgende elementer inngå i en felles nordisk modell for balanseavregning: Systemansvarlig nettselskaper (TSO ene) har det formelle ansvaret for balanseavregning i hvert land Like forretningsprosesser for rapportering, balansering, fakturering, garantier og korrigering av avvik Felles avgiftsstruktur Felles standard for elektronisk kommunikasjon (i Danmark skal det opprettes en felles datahub og kommunikasjonen mot denne skal gjøres via EDI-format) Felles driftsenhet som er ansvarlig for balanseavregning og fakturering. De nordiske TSO ene har foreslått at denne oppgaven kan organiseres som et eget selskap eller som et selskap under NordPool 27

28 Nettselskapene (eller en datahub der det er relevant) har ansvaret for å avregne energiforbruket og rapportere relevante data til den felles nordiske driftsenheten Forhold knyttet til roller, ansvarsfordeling, rapportering, avtaler, fakturering/ kreditering, garantier ved balanseavregning etc skal utredes og avklares innen juni Innen ugangen av 2012 skal man også designe en IKT-løsning for elektronisk distribusjon av data til balanseansvarlige, avklare organisering av en felles enhet for balanseavregning og fakturering, samt utvikle en felles håndbok for balanseavregning for de nordiske landene. Utfordringer for IKT-systemene som følge av nordisk sluttmarked For IKT-systemene i norske nettselskaper oppstår det flere endringsbehov som følge av den nordiske harmoniseringen av regelverket i sluttmarkedet: Faktureringsansvaret overfor kundene kan bli flyttet fra nettselskapene til kraftleverandørene alene. Reglene for informasjonsutveksling og dataflyt i forbindelse med de ulike kundeprosessene vil i stor grad bli felles. Dette omfatter blant annet harmonisering av meldingsformater og regler for utveksling av data, samt standardisering av prosesser for håndtering av avvik. Det foreligger planer om felles balanseavregning som vil føre til endret ansvarsfordeling og oppgaveinnhold for nettselskaper og kraftleverandører med hensyn til avregning og andre forretningsprosesser Utviklingen i EUs regelverk som er relevant for sluttbrukermarkedet for kraft I dette kapittelet gir vi en kort oversikt over relevant regulering og kommuniserte fokusområder framover for EU. Implikasjoner på nedstrømsmarkedet for kraft vil vi diskutere nærmere i kapittel i 2020 Fornybardirektivet stiller krav om at alle medlemsland i EU skal oppnå 20 prosent energibesparelser, 20 prosent andel fornybar energi og 20 prosent reduksjon i klimagassutslippene innen Dette direktivet vil bli gjort gjeldende også for Norge. For å oppnå fornybarmålet må det fases inn store mengder fornybar energi i hele Europa, og det er avtalt forpliktende mål på andel fornybar energi for hvert av medlemslandene. Norge er pr. mars 2011 i forhandlinger med EU angående hvor mye ny fornybar energi som skal bygges ut her til lands. Energipakken omhandler blant annet sluttbrukermarkedene Økt valgfrihet for forbrukerne, mer rettferdige priser, renere energi og økt forsyningssikkerhet er hovedpunkter i den tredje lovgivende pakken, som ble vedtatt av EU-Kommisjonen den 19. september

29 Kommisjonen foreslår blant annet at det opprettes selskapsmessig skille mellom produksjon og distribusjon av elektrisitet og at transparens i nettverksdrift og forsyning øker. Dette er prinsipper som allerede er gjeldende i på sluttbrukermarkedet i Norge, og nye krav på dette området vil dermed ikke ha større betydning for norske aktører. Videre krever direktivet (i Appendiks 1) at SmartMeter skal installeres hos minst 80 prosent av sluttbrukerne innen Ny energistrategi for EU Energy 2020 I november 2010 presenterte EU sin nye strategi for konkurransedyktig, fornybar og sikker energi. Denne strategien definerer EUs energiprioriteringer for de neste ti årene, og legger en handlingsplan for å håndtere energisparing, oppnå et marked med sikre leveranser og konkurransedyktige priser, fremme teknologisk lederskap og effektivt forhandle med internasjonale parter. Blant annet skal energisparing og trygg, sikker og kostnadseffektiv energibruk være prioriterte områder de neste ti årene: Kommisjonen peker på behovet for å utvikle en mer brukervennlig energipolitikk, dette gjelder prisoversikter, leverandørskifte, fakturering og klagebehandling. Endringer på dette området kan påvirke håndteringen av sluttbrukere også i Norge. Energitjenestedirektivet (2006/32/EC) En målsetning i Energitjenestedirektivet er at medlemslandene skal oppnå 9 prosent energisparing basert på energitjenester og andre energieffektiviseringstiltak. Medlemslandene skal etablere mekanismer for å bedre markedet for energieffektivitet og energitjenester rettet mot sluttbrukere, samt fjerne barrierer mot økt sluttbrukereffektivitet. Direktivet krever at medlemslandene skal legge til rette for lik konkurranse for alle tilbydere av energitjenester, energiovervåking og energieffektiviseringstiltak. Fakturering av energibruk skal i størst mulig grad basere seg på måling av faktisk forbruk, og informasjon om forbruk og priser skal gjøres tilgjengelig for sluttbrukeren. Informasjonen skal inneholde forbruk fra samme periode forrige år slik at man kan følge utviklingen. Helst skal sluttbrukeren også kunne sammenligne sitt forbruk med gjennomsnittlig forbruk for tilsvarende brukere. Standardisering i EU knyttet til AMS-utstyr EU er i gang med å utarbeide forslag til standardisering av AMS- målere som skal implementeres i alle medlemsland (inkludert Norge). EU-kommisjonen har gitt CEN 5, CENELEC 6 og ETSI 7 mandat til å utvikle (EU Kommisjonens mandat M/441, 2009): 1. Kommunikasjonsstandarder for AMS målere: en europeisk standard for software and hardware for måleverktøy som støtter sikker toveis kommunikasjon gjennom åpne, standardiserte grensesnitt og datautvekslingsformat om tillater avanserte informasjons-, kontroll- og styringssystem for konsumenter og tjenestetilbydere. 5 CEN står for European Committee of Standardization 6 CENELEC står for European Committee for Electrotechnical Standardization 7 ETSI står for The European Telecommunications Standard Institute 29

30 2. En europeisk standard som inneholder en harmonisert løsning for tilleggstjenester med detaljering av funksjoner. Dette skal bygge på et interoperatibelt rammeverk bygget på en åpen arkitektur av standardisert kommunikasjon som beskrevet i punktet over. I denne delen vil man blant annet vurdere om tredjeparter skal få tilgang til kommunikasjonskanalen som settes opp, eller om tredjeparter må sette opp sin egen kommunikasjonskanal for å kommunisere med sluttbrukeren. Det kan også være en mulighet at begge deler kan/skal være mulig. Figur 7: Omfang av standardisering i M/441 8 Følgende minimumskrav er definert i M/441 (CENELEC mfl., 2009 og Fines, 2010) Fjernavlesning av målerstander og utsendelse av dette til markedsoperatør(er). Toveiskommunikasjon mellom måler og markedsoperatør(er), dvs. at man også kan sende informasjon ut til måleren og ikke bare hente data. Måleren skal kunne støtte avanserte tariffer som kan bidra til å gi optimale prissignaler til sluttbrukeren (f.eks. ulike priser i høy- og lavlastperioder over døgnet) og avanserte betalingssystemer (f.eks. forhåndsbetaling/ kontantkort ). Måler om skal kunne strupe, stenge og åpne strømleveransen. Måleren skal kunne kommunisere med (og når nødvendig også styre) utstyr i boligen/ bygget, f.eks. ved krevende situasjoner i nettet eller ved skille mellom prioritert og uprioritert forbruk. Dette omfatter primært nettselskapets behov for styring. 8 Kilde: M/441 / Fines (2010a) 30

31 Måleren skal kunne kommunisere via en portal/ gateway til et display eller hjelpesystemer i boligen/ bygget. Dette er spesielt relevant for sluttkunden selv og tredjeparter som leverer ulike typer tjenester knyttet til overvåking og styring av energibruk. De to siste punktene er ikke mulig å få til på en enkel måte (uten proprietære løsninger) dersom man ikke har et interoperatibelt rammeverk. Konsekvenser av EUs regelverk for IKT-systemene For IKT-systemene i det norske kraftmarkedet er det få direkte konsekvenser utover det som følger av standardiseringsarbeidet innenfor AMS. Mye av det europeiske standardiseringsarbeidet fanges opp gjennom NVEs foreslåtte AMS-forskrift fra februar EU-regelverket fungerer på den måten som et rammeverk for endringene i IKTsystemene i det norske markedet, men de konkrete endringene skjer nasjonalt og nordisk. Det er derfor en fordel om de nasjonale IKT-systemene er organisert på en måte som gir størst mulig fleksibilitet med hensyn til framtidige regelverksendringer på EU-nivå. 3.2 Utfordringer i dagens marked Kundenes forventninger til elektroniske tjenester Sluttkundene legger i økende grad press på samfunnet, leverandører av produkter og tjenester og offentlige instanser til å møte nye krav til kommunikasjon og samhandling. Myndighetene støtter opp under denne utviklingen. Vi har oppsummert drivkrefter i markedet med utgangspunkt i tre hovedtrender beskrevet nedenfor. 24-timerssamfunnet Teknologiutviklingen muliggjør i stadig større grad kommunikasjon og samhandling på individ- og virksomhetsnivå uavhengig av tid, sted og ulike kommunikasjonskanaler. Denne utviklingen har ført til at stadig større brukergrupper har forventninger om økt fleksibilitet i forhold til samhandling med offentlige og kommersielle virksomheter. For leverandører representerer dette en utfordring knyttet til å gjøre tjenester tilgjengelige gjennom fleksible og døgnåpne tjenesteplattformer. Mobilitet og sosiale medier Det er trend i retning av utvisket skille mellom sfærer som jobb og privatliv og krav om tilgang til informasjon og tjenester uavhengig av hvor man befinner seg og tilbys gjennom ulike kanaler. Dette innebærer at profesjonell og privat bruk av IKT smelter sammen og bidrar til sosialisert samhandling og informasjonsutveksling og personliggjøring av det tjenestetilbudet fra både offentlige og private aktører til enkeltmennesker og nettverk. Digitalt førstevalg Det offentlige bidrar til å underbygge denne utviklingen gjennom sine mål om det digitale førstevalg og tiltak for å motvirke et digitalt klasseskille. I takt med fremveksten av en stadig mer teknologi-, informasjons- og kunnskapsintensiv økonomi, er det i ferd med å oppstå et digitalt klasseskille mellom de som behersker og de som ikke behersker de nye teknologiene. Det kommer derfor offentlige krav og lovpålegg om universell utforming for i noen grad å bøte 31

32 på utfordringene og videreutvikling av tradisjonelle kanaler parallelt med utviklingen av digitale tjenester. En konsekvens av trendene ovenfor er at det blir viktig at de nye systemene er tilrettelagt for å kommunisere med kunden via nye kanaler som web, apper, og andre kundetilpassede grensesnitt for dagens og fremtidens teknologi. For eksempel bør leverandørbytte kunne gjøres med et fåtall tastetrykk og effektueres med umiddelbar virkning Utfordringer med dagens løsninger Som et ledd i utredningen er det som tidligere nevnt gjennomført intervjuer med representanter for en rekke nettselskaper, kraftleverandører og bransjeorganisasjoner. Nedenfor gis en oppsummering av de viktigste funnene fra intervjuene med hensyn til fordeler og ulemper med dagens systemer og prosesser, samt vurdere framtidige behov i nedstrøms kundehåndtering og IKT-systemenes evne til å møte disse behovene. Krevende kvalitetssikring av målerdata Måleverdiinnsamlingen er i dag en krevende prosess for nettselskapene, og kvalitetssikring av målerdata innebærer mye manuelt arbeid. Særlig skaper de timesmålte anleggene mye ekstraarbeid. Feilkildene kan oppstå i hele måleverdikjeden; på selve måleren, ved installasjon av måleren, overføring av data og datahåndtering. Flere nettselskaper oppgir at det legges ned flere årsverk med vasking av dataene før de kan fakturere. Ulik infrastruktur for innsamling av måleverdier fra timesmålte anlegg Innsamling av målerdata kan skje på ulike måter over et datanettverk basert på fiber direkte til en ISP, over et LAN eller WLAN, via mobildata (GSM/GPRS) eller over strømnettet.. Det er nettselskapets ansvar å levere de foreskrevene målerdata med spesifisert kvalitetnettverket må være eiet og drevet av nettselskapet eller nettselskapet kan benytte underleverandører for leveranse av målerdata. Utfordringer knyttet til leverandørbytter og andre viktige kundeprosesser Kraftleverandører opplever i dag varierende praksis og ulik kvalitet på datautveksling med nettselskapene. Dette gjelder både ved etablering av kontrakt, leverandørbytte og flytting og kvalitet på forbrukskurvene som mottas fra nettselskapene. Forretningsprosesser for endringer i avtaler er definert i forskrift, men disse prosessene blir ikke alltid fulgt. Særlig blir dette oppgitt som et problem i møte med mindre nettselskaper som er svært avhengig av enkeltressurser til å håndtere endringer i kundeforhold. I tillegg må sluttkunden selv sørge for å opplyse målerid ved endring i avtaleforhold, noe som ikke alltid blir gjort riktig. Avvik fra stavemåte av navn, vil også føre til forsinkelser i endringer. Avviste leverandørbytter fører til mye merarbeid for kraftselskapene, og fører til at endringer ikke blir gjennomført eller at den blir betydelig forsinket. En kraftleverandør oppgir at ca % av leverandørbyttene blir avvist fra netteieren. 32

33 Manglende standardisering av forretningsprosesser Bransjen etterlyser standardiserte prosesser som støtter automatisering fremfor nye IKT-løsninger. Dagens systemer er tilrettelagt for å håndtere prosessene automatisk, men manglende rutiner i bransjen fører til at selskapene benytter systemene på ulik måte. Spesielt er dette kritisk for kraftleverandørene som må forholde seg til mer enn 120 netteiere, hvor deres ulike rutiner, gjør det vanskelig å utnytte eksisterende funksjonalitet. Bransjen etterlyser i tillegg at flere prosesser standardiseres. I dag er det mye arbeid i forhold til saldooppgjør og korreksjonsoppgjør. Det skjer mye feil som ikke blir oppdaget. Regler for korrigering av datagrunnlag er ikke gode nok i dag og hindrer automatisering av prosedyrer. Det mangler presise krav til feilhåndtering ved ulike hendelser, måler som ikke virker, måler som byttes, osv. Situasjonen kompliseres ved at en kraftleverandør må forholde seg til 120 ulike netteiere med ulike systemer og rutiner. Samlefaktura Mange kunder ønsker samlefaktura strømforbruk og nettleie. Dette tilbys av selskaper med nett og strømleveranser innenfor samme konsern, men dagens IKT-systemer klarer ikke å håndtere samlefaktura på tvers av selskaper på en automatisert måte. Bedriftskunder med virksomhet i ulike nettområder ønsker ofte også at nettleie for alle deres virksomheter faktureres sammen med kraftforbruket. Samfakturering på tvers av nettselskapene kan heller ikke håndteres automatisk med dagens systemer og prosesser. Det finnes imidlertid tredjepartsleverandører eller kraftleverandører som tilbyr å utføre dette manuelle arbeidet for bedrifter som etterspør denne tjenesten. Utrulling av AMS Den største og viktigste investeringen på innen IKT de neste 4-7 årene er implementering av AMS. Eksisterende løsninger er tilpasset dagens prosesser, og vil måtte tilpasses når alle anlegg skal ha timesmålere etter innføringen av AMS. Datamengden vil øke betydelig, og dersom man ikke får eliminert de fleste feilkildene man ser i dagens system, vil feilhåndtering bli svært arbeidskrevende for nettselskapene. Bransjen uttrykker et sterkt behov for at det blir definert standard prosesser for håndtering av feil, og måleverdier kan estimeres ved feil i målerdata. For strenge krav til eksakthet i målerdata vil føre til en vesentlig økning i kostnader til feilhåndtering. Disse kostnadene vil ikke så i forhold til de beløpene feil i mindre anlegg representerer. De fleste selskapene mener at en godt planlagt utrulling av AMS-utstyr vil gi en bedre løsning med lavere feilprosent enn det man ser med dagens timesmålte anlegg. Det vil være en utfordring å få til en effektiv utrulling av AMS, sikre at installasjon gjøres riktig, og at overføring av gammel og ny målerstand blir korrekt. Det er også viktig å følge opp driftssikkerhet på målerne og feilhåndtering med tiltak for utbedring. Manglende fleksibilitet i dagens IKT-systemer Dagens systemer er spesifikke for kraftbransjen for å kunne oppfylle kraftbransjens behov og er utviklet over mange år. 33

34 Bransjen har en rekke spesielle behov som gjør at kun man kun kan benytte systemer som er utviklet for den norske kraftbransjen. Blant annet er de tett integrert med nettvirksomhetenes prosesser. Dette har ført til at det er få leverandører av IKTsystemer i dette markedet. De fleste selskapene i kraftbransjen benytter et hovedsystem og er dermed bundet til en spesifikk leverandør. Mange selskaper velger derfor å utvikle egne, spesialtilpassede moduler eller systemer for å tilpasse dem til sine interne prosesser. Dette gjelder særlig i forhold til kundeprosesser, særlig kraftselskapene legger vekt på dette, og ser tilpassede systemløsninger som et stort konkurransefortrinn. Dagens systemer beskrives som lite modulbasert, har man valg et IKT-system, må dette benyttes til alle prosesser. De vi har intervjuet beskriver dette som lite tilfredsstillende, og etterlyser systemer som er mer modulbasert og fleksible. Dette ønsket begrunnes med behovet for å håndtere flere tjenester i samme system og/eller ønsket om å tilpasse systemet til egne prosesser. Det er få leverandører av IKTsystemer til bransjen, samtidig som de tilgjengelige systemene ikke enkelt kan integreres med andre systemmoduler. Det gir selskapene få valgmuligheter og lite fleksibilitet på IKT-siden. Leverandøravhengighet innen IKT IT-arkitekturen hos aktørene i bransjen er kompleks og uensartet. Dette gjelder særlig applikasjonsporteføljen hos netteierne som består av integrerte løsninger for drift og utvikling av strømnettet, i tillegg til systemene for nedstrømssiden og standard kontorstøttesystemer. Komplekse løsninger, med strenge krav til sikkerhet og oppetid krever spesiell kompetanse. Aktørene i bransjen har overlatt størstedelen av systemutviklingen til IKT-leverandører som har utviklet standardsystemer som er utformet for å dekke mange kunders behov. Hver leverandør har utviklet sin proprietære produktsuite som krever at kunden kjøper alt fra samme leverandør. Dette betyr også at mye av bransjens kompetanse på IKT-systemer sitter hos leverandørene. For å implementere nye funksjoner og tilpasse seg pålegg fra myndigheter, og komplekse systemintegrasjoner er aktørene avhengig at et tett samarbeid med leverandørene. Høye inngangsbarrierer for nye aktører Aktørenes behov for systemer er i større grad drevet av prosessene enn antall kunder, selv om antall kunder selvsagt også påvirker behovet for systemer. De største aktørene i bransjen har interne IKT-avdelinger med etablerte fagmiljøer som drifter og forvalter applikasjonsporteføljen, en slik organisering gir fleksibilitet, men er kostbar og krevende, spesielt for de små og mellomstore selskapene. Store og komplekse systemer innebærer at det kreves store investeringer for en ny kraftleverandør som vil etablere seg i markedet. På grunn av at en kraftleverandør må anskaffe sine IKT-løsninger fra en og samme leverandør, gjør det også vanskelig for nye IKT-leverandører å komme inn på markedet. 34

35 3.2.3 Synspunkter på felles løsninger I intervjuene ble det spurt om synspunkter på en mulig etablering av felles løsninger for IKT. Det var ikke mulig å få noe klare svar vedrørende aktørenes holdning til etablering av felles løsninger. Nedenfor oppsummeres uttalelser til dette spørsmålet gruppert etter de som er for og de som er skeptisk til felles IKT løsninger Uttalelser som støtter felles IKT-løsninger Et felles avregningssystem ( statens kraftavregningssentral ) ville kunne forestå innsamling av måleverdier, kvalitetssikring av dette og fordeling av avregningsdata til kraftleverandører og netteiere. Dette vil effektivisere og forbedre prosessene hos netteiere Kraftleverandørene ville ha en part å forholde seg til. Viktig å få tilgang til et informasjons-nav som vil forenkle strukturen og meldingsoverføringen Ønsker et sentralt system som har kontroll på målerpunktid, mens kraft selskapet har kontroll på hvilke kunder som er aktive på hvilke anlegg. Håper at en sentral database vil trigge flere leverandører til å utvikle flere standardiserte systemer. Ønsker sentralisering av måleverdidatabasen, som samler inn måleverdier. Hvert selskap rapporterer til Statnett ukentlig. I dag sender de kun forbruket, og ikke målerstanden. Ønsker sentral måleverdidatabase, med lokal kontroll, krever lokal overvåkning og styring. Vil eliminere deler av utfordringene som er i dag med leverandør avregning, Ønsker at man kan sitte sentralt og kjøre leverandøravregning for alle leverandørene samtidig En felles måleverdidatabase må være oppe å gå når selskapene skal montere AMS målerne. Bransjen vil få mye ekstrakostnader dersom systemene for AMS rulles ut før et eventuelt felles IKT system etableres. En felles database kan åpne markedet for tjenester fra tredjepartsaktører. En tredjepart skal slippe å forholde seg til 130 nettselskaper for å selge tjenester via ulike strømmålere i landet. Kundeavregning Muliggjøre at kraftleverandør kan fakturere nettleie for alle nettområder, enklere for sluttkunder, uniformering av produkter Fordel med ett system vil være at en part implementerer regelverket og derved bidrar til lik praksis hos alle Uttalelser mot felles IKT-løsninger Vanskelig for tro at all kraftkundehåndtering kan utføres i et felles system Et system som inngriper for sterkt i individuelle foretningsprosesser kan være en utfordring. Liten tro på at det er hensiktsmessig å etablere et felles IKT- 35

36 system for alle foretningsprosesser i kraftbransjen. Ingen grunn til å ha et sentralt system for kundedata, da de ønsker å benytte egne systemer. Ønsker å ha ansvar selv for kundeinformasjonen, fakturering (inkl. nettleie) og andre kundenære prosesser. Man får et monopol, som det vil være en stor utfordring til å styre kostnadsmessig. Man får en tilbyder og blir avhengig av denne. Fare for å svekke markedet og redusere tilgang til konkurrerende IKT-leverandører. Tror ikke på ett system for alle prosesser, oppnår forenkling, men tar bort marked Vil uansett etablere egen løsning og drifte egen måledatabase, slik at en sentral løsning vil være fordyrende Ikke sikkert at felles løsninger vil bli rimeligere eller mer tilpasset behov i hos den enkelte aktør. Hvor skal i tilfelle grensen gå mellom det som kalles IKT system i denne sammenheng, og det som utgjør øvrige IKT system som er nødvendige for å drifte strømnettet? 3.3 Endringer i kraftmarkedet Endringer på sluttbrukersiden Kraftsektoren skal fylle viktige samfunnsmessige funksjoner og IKT-systemene skal bidra til dette. Hvordan kraft distribueres og forbrukes forventes å endre seg i tiden framover, noe som får konsekvenser for vurderingen av alternative modeller for IKTorganiseringen. Noen viktige stikkord i denne sammenhengen er innføringen av AMS og utvikling mot SmartGrid på nettsiden, samt energieffektivisering og nye typer av forbruk på forbrukersiden. AMS Med innføring av AMS vil innhenting av målerdata automatiseres. Dette vil endre prosessene nettselskapene har i dag knyttet til innhenting og håndtering av slike data. Alle anlegg med forbruk over kwh har i dag automatisk måleravlesning (timemålte anlegg), slik at det finnes allerede erfaring med denne type utstyr i nettselskapene i dag. Ved krav til AMS-målere hos alle forbrukere, vil imidlertid omfanget bli mangedoblet. Håndtering av målerdata fra dagens timesmålte anlegg, er i dag svært arbeidskrevende for nettselskapene. Dagens timemålte anlegg har som regel nettariffer basert på tre ledd: fastpris per år, effektledd og energiledd. 9 Nettariffen er bygd opp slik for at de i størst mulig grad skal reflektere kostnadene i nettet. Energileddet prises per levert kilowattime og skal reflektere marginaltapet i nettet. Nivået på dette leddet er hos de fleste nettselskap 9 Fastleddet er normalt en sum pr. måler som ligger fast over året, mens effektleddet i stadig større grad avregnes på grunnlag av målt maksimalt effektuttak på referansetidspunkter. Energileddet avregnes pr. kwh forbruk. 36

37 høyere på vinteren enn på sommeren. Effektleddet er basert på maksimaleffekten som er tatt ut i løpet av en måned. Også dette leddet prises som regel høyere per kw om vinteren enn om sommeren. Mindre anlegg har imidlertid kun et energiledd. Innføring av AMS hos alle forbrukere gjør det mulig å måle effektuttaket også hos disse kundene på en enkel måte. Dermed vil det bli mulig å fakturere også mindre kunder basert på effektuttakdersom man velger å innføre slik prising av overføring av kraft, kan det styrke incentivene til effektsparing i tillegg til energisparing. Tredjepartstilgang til målerdata Energitjenestedirektivet setter som tidligere beskrevet krav til at alle leverandører av energitjenester skal stille på lik linje. Dette innebærer at tredjeparter skal ha tilgang til målerdata fra AMS-utstyret. Aktører som vil ha nytte av målerdata er forbruker (og tredjeparter godkjent av dem), kraftleverandøren, nettselskapet (til optimal drift av nettet) og en måleroperatør (dersom dette er andre enn nettselskapet). De ulike aktørene, vil ha behov for ulike typer av data, forskjellige aggregeringsnivå og ulik tidsoppløsning. For at dataene skal kunne utnyttes optimalt i et energi- eller effektstyringssystem, må sluttbrukeren eller tredjepart få tilgang til data i sanntid. Det skyldes at en mest mulig effektiv styring krever sanntidstilgang på data for øyeblikkelig respons på kraftpriser og/eller nettariffer. Dette kan enklest gjøres ved at måleren sender dataene direkte til en lokal mottaker som er utenfor nettselskapets kontroll. Dette spørsmålet er nærmere drøftet i THEMA og Devoteam davinci (2011). Energieffektivisering og innføring av hvite sertifikater Hvite sertifikater er et mulig virkemiddel for å stimulere til energieffektivisering. Hvite sertifikater kan utformes på mange måter, men hovedideen er at nettselskaper eller kraftleverandører skal realisere mål om forbruksreduksjoner hos sine sluttkunder. Ved overoppfyllelse av målene skal selskapene kunne motta sertifikater som kan selges til andre aktører som ikke har nådd sine mål. Sertifikatene vil da ha en markedsverdi som fungerer som en ekstrainntekt eller støtte til gjennomføringen av tiltak for forbruksreduksjoner. En hvit sertifikatordning kan stille nye krav til nøyaktige historiske forbruksdata for enkeltkunder og utvekslingen av disse dataene mellom aktørene (for eksempel vil det være behov for dokumentasjon av sluttkunders energiforbruk før og etter et gitt tidspunkt). Innfasing av elbiler En ressursgruppe nedsatt av Samferdselsministeren våren 2009 satte en ambisjon om innføring av ca elbiler i Norge innen 2020, noe som vil utgjøre i underkant av 10 prosent av personbilparken (EBL, 2009). Denne målsetningen er ikke vedtatt, men myndighetene bruker sterke virkemidler som blant annet momsfritak, gratis lading og parkering, bruk av kollektivfeltet og redusert årsavgift for å stimulere til innfasing av elbiler. Ved utgangen av 2010 var det registrert elbiler i Norge (ifølge elbil.no). Dersom man får en sterk økning i forbruket av strøm til elbiler, er det sannsynlig at man i større grad må betale ved lading av bilen på offentlige parkeringsplasser. Dette kan skje uten involvering av kraftselskapene, for eksempel ved at man legger lading inn 37

38 som en del av parkeringsavgiften. Man kan også tenke seg at man ved lading kan kjøpe strøm fra sin kraftleverandør, med de utfordringene dette gir i forhold til måling, avregning og betaling. Det er også snakk om å benytte batterier i ladbare biler som en effektbuffer i kraftsystemet. Dette er mest aktuelt i land med lav reguleringsevne på kraft og mindre aktuelt i et land som Norge med mye regulerbar vannkraft. Man skal likevel ikke helt se bort i fra at dette kan bli aktuelt også i Norge, særlig dersom man får økte utfordringer knyttet til nettkapasiteten på vinteren eller perioder med lave priser på grunn av økt kraftproduksjon fra uregulere kilder som vindkraft. Økt bruk av mobile enheter kan føre til nye krav til betalingsløsninger Det tas i bruk stadig flere mobile enheter som for eksempel bærbare PC-er, mobiltelefoner, lesebrett, MP3-spillere osv. Disse må lades, og det kan bli behov for løsninger knyttet til mikrobetalinger av strøm til lading av slike enheter utenfor hjemmet. IKT-systemene knyttet til de sentrale kundeprosessene bør kunne håndtere virtuelle målepunkt Endringer i systemdriften Det er også grunn til vente endringer i systemdriften som påvirker prosessene i sluttmarkedet: Innmating fra småskalaproduksjon og uregulert produksjon Innmating fra småskala produksjon i distribusjonsnettet stiller nye krav til avregningen på dette nettnivået. I enkelte målepunkter vil det bli nødvendig å håndtere negativt uttak (det vil si innmating) fra overskuddskraft fra private solceller, biogassanlegg, små vindmøller, mikrovannkraft etc. Det meste av denne kraften vil ikke kunne reguleres etter forbruket i det lokale nettet. Kraften vil mates inn på nettet når det blåser, når sola skinner eller når bygget har lavt forbruk. AMS-målerne som blir innført, vil være i stand til å måle lokal innmating og gi nødvendig informasjon til avanserte prisingsmekanismer (som omfatter både innmating og uttak av kraft). Det stiller igjen nye krav til blant annet faktureringsprosessene og balanseavregningen. Mer komplekse markeder Det fysiske kraftmarkedet blir stadig mer komplekst også av andre årsaker enn nye typer kraftproduksjon. Viktige elementer er innføringen av Elbas (et intradagmarked for handel med kraft etter at spotmarkedet er klarert) og utviklingen av andre intradagmarkeder mellom Norden og andre land i tillegg til eksisterende spot- og regulerkraftmarkeder. Et annet moment er mulig økt salg av system- og balansetjenester fra Norge til andre land. Dette vil trolig spesielt påvirke produsenter, men også forbrukere via en mer kompleks balanseavregning og på sikt økte muligheter for å agere i andre markeder enn de ordinære energimarkedene (Nord Pool Spot og det bilaterale markedet). Det har i neste omgang konsekvenser for avregning, fakturering og meldingsutveksling. 38

39 Innføring av stadig smartere kraftnett Som vist over, står kraftsystemet overfor nye utfordringer og nye behov vil oppstå på grunn av økte krav til energieffektivitet og økt innfasing av ikke-regulerbar fornybar kraft. For å møte disse utfordringene, må kraftnettet oppgraderes for å håndtere økt kompleksitet samtidig som tap skal reduseres og driftssikkerheten opprettholdes. Ifølge EU-kommisjonens Task Force for Smart Grids (2010), vil nye produkter og tjenester kombinert med intelligent monitorering, kontroll, kommunikasjon og selvreparerende teknologier benyttes for å oppnå bedre tilrettelegging av tilknytning og drift av kraftproduksjon uavhengig av størrelse og teknologi, øke sluttbrukers rolle i kraftsystemet og framme integrasjon mot et europeisk kraftmarked. Innføring av AMS vil være første steg på veien for å optimalisere produksjon, distribusjon og forbruk av kraft. Utfordringer for IKT-systemene som følge av endringer i kraftmarkedet Endringene i produksjon og forbruk av kraft beskrevet ovenfor, vil ha flere konsekvenser for IKT-systemene. Viktige elementer i denne sammenhengen er: Mer komplekse kontraktsformer og tilhørende behov for overvåking og styring av energibruk. Dette omfatter både smarte nett og forholdet til kraftleverandører og tredjepartsleverandører av tilleggstjenester. Dette påvirker både prosessene for avregning og fakturering og behovet for kommunikasjon og datautveksling mellom sluttbruker, nettselskap og tredjeparter. Det kan bli et økende behov for å integrere informasjon om sluttbruk av kraft med systemer for støtteordninger og/eller sertifikater knyttet til energibruk og energieffektivisering. Økt innslag av elbiler vil påvirke utvekslingen av kraft mellom sluttbrukere og nettet samt forretningsmodellene for nettselskaper og kraftleverandører, og derigjennom prosessene for fakturering og avregning. IKT-systemene må kunne håndtere virtuelle målepunkt i mobile enheter. Innmating fra småskala kraftproduksjon i distribusjonsnettet vil ha flere av de samme konsekvensene. Tredjeparts tjenesteleverandører må sikres enkel tilgang til målerdata i måleren og sentralt med samtykke fra sluttbruker og autoriserte aktører må få sikker adgang til å bruke nettverket ut til målerpunktet for ulike formål. Endringer i de fysiske kraftmarkedene (spesielt utviklingen av markedene for regulerkraft og system- og balansetjenester) kompliserer balanseavregningen, men skaper også nye muligheter for både produsenter og forbrukere, noe som i neste omgang får konsekvenser for avregningsprosessene og meldingsutvekslingen. Det skaper også nye behov for informasjon for de ulike aktørene (spesielt kraftleverandørene) dersom de skal kunne tilpasse seg optimalt i de ulike markedene. Utviklingen mot stadig smartere kraftnett medfører økt kompleksitet i systemdriften, noe som får konsekvenser for spesielt informasjonsutvekslingen og databehovet for nettselskaper, produsenter og leverandører av kraft. Det blir behov for stadig mer og bedre data i sanntid. 39

40 3.4 Oppsummering Vi har i dette kapitlet pekt på en rekke drivkrefter og utviklingstrekk som påvirker behovene som IKT-systemene skal bidra til oppfylle i framtiden. Oppsummert ser vi følgende forhold som særlig viktige: Sluttbruker For sluttbrukerne er det flere problemer i dagens situasjon knyttet til kundehåndteringsprosessene: Må lese av strømforbruket selv, og blir ikke fakturert basert på faktisk forbruksprofil Kostnader til strøm og nett er vanskelig å forstå og uforutsigbar Leverandørbytte er komplisert for sluttbruker, og feil gjør at de kan ta lang tid Mange ønsker samlefakturaer for kraft og nett og eventuelt mer fleksible betalingsløsninger. Energisparing/reduserte strømkostnader stiller høyere krav til informasjonen som er tilgjengelig for kundene. Sluttkundenes forventninger i markedet endrer seg, med utgangspunkt i trender som 24-timerssamfundet, mobilitet med umiddelbar tilgang til tjenester der man måtte være, fritt kanalvalg ( apper, mobil, internett, etc.). Kraftleverandører Også for kraftleverandører er det flere utfordringer: Det er ulik kvalitet i oppgaveløsningen og den pålagte rapporteringen fra nettselskapene, herunder lang responstid på leverandørbytte, ulik kvalitet på rapportering av målerdata (profilmålte/timesmålte) og varierende servicegrad på forbruksdata til kraftleverandøren Leverandørbytte bør kunne skje mer effektivt (færre avvisninger). Det bør bli enklere for leverandører å fakturere av kunder som har virksomhet i ulike nettområder Det tar ofte 4 mnd fra strøm er levert, til kraftselskapene får betalt. Dette er på grunn av at forbruket til sluttbruker som regel bare måles 4 ganger per år, og at det i tillegg tar tid før målerdata er kvalitetssikret og sendt over til kraftleverandøren Det er høye inngangsbarrierer for nye aktører på grunn av kapitalbinding, kompleksitet i forretningsprosesser og store kostnader for IKT-løsninger Manglende standardisering av systemer og forretningsprosesser er et konkurransehinder og en kostnadsdrivende faktor i dag. Hensyn til implementeringskostnader og særinteresser (konkurranse) hindrer standardiseringsarbeidet, og det er lang implementeringstid ved endringer. Det gjelder blant annet standardisering og strømlinjeforming av forretningsprosesser og mer effektive grensesnitt mellom ulike IKT-systemer og aktører, samt bedre oppfølging av allerede eksisterende 40

41 regelverk og prosesser. Det vil bli mulig å standardisere og effektivisere prosessene for å håndtere ulike former for avvik og feil. AMS vil også påvirke omfanget av saldo- og korreksjonsoppgjør (men neppe eliminere behovet helt). Tredjeparter / leverandører av tilleggstjenester Leverandører av måle- og styresystemer eller andre enøktjenester, har behov for gode måledata for strømforbruket i sanntid. Dagens praksis på utlevering av slike data varierer i dag mellom netteselskapene, og i noen nettområder er må aktørene installere egne målere for å få tak i målerdata i sanntid. Etter innføring av AMS vil tredjeparter trolig sikres adgang til sanntidsdata direkte fra måleren Tjenesteleverandører som kontrollerer strøm- og nettfakturaer, selskaper som leverer energitjenester og eventuelt også andre tjenesteleverandører har behov for tilgang til historiske målerdata med best mulig tidsoppløsning. Det finnes ikke en standardisert løsning for hva nettselskapene tilbyr tredjeparter på dette området Ved utrulling av AMS vil det settes opp en kommunikasjonskanal til alle målepunkter. En slik kanal kan i prinsippet benyttes til å kommunisere med framtidens smarte hvitevarer/ utstyr. Det vil være interessant for tredjeparter å få tilgang til AMS-kanalen til slik kommunikasjon, men det er fortsatt uvisst om de vil bli gitt tilgang Nettselskapene Nettselskapenes utfordringer gjelder særlig følgende forhold: Kostnadene til IKT-systemene risikerer å bli høye som følge av proprietære løsninger. Det er en betydelig leverandørmakt og høye barrierer for nye IKTleverandører som vil inn i markedet. Mer modulbaserte IKT-systemer basert på åpne standarder vil kunne redusere totalkostnadene og gi grunnlag for mer effektive prosesser. Nye prismekanismer for overføring av kraft (effektprising etc.) samt avtaler med styrt utkobling av enheter ønske for mer effektiv drift og utvikling av nettet Det må sikres en effektiv og problemfri utrulling av AMS. Innføring av AMS medfører økte datavolumer som skal håndteres og endret informasjonsflyt mellom aktørene, både nettselskaper, leverandører, sluttkunder og tredjeparter. Kvaliteten i måleverdikjeden må økes. Det innebærer god feildeteksjon og automatiske korreksjonsmekanismer, standardisert utstyr, fullstendig oversikt over målerstatus og en effektiv erfaringsoppsamling vedrørende kvaliteten på målere og hele innsamlingskjeden. Kraftforbruket endres ved at smarthus og elbiler/ladbare hybridbiler blir mer utbredt, noe som får konsekvenser for nettet gjennom endringer i forbruksnivå og profiler samt mulighetene for innmating i distribusjonsnettet. Økt utbredelse av småskala kraftproduksjon tilknyttet distribusjonsnettet er en annen faktor. Endringene i produksjon og forbruk 41

42 påvirker både forretningsmodeller og behovene knyttet til måling, avregning og fakturering. Økende utbredelse av mobile enheter (pc-er, mobiltelefoner etc.) forsterker dette bildet. Regulator Fra et regulatorperspektiv er det viktig at IKT-systemene kan møte framtidige mulige krav på både nasjonalt og internasjonalt nivå: Endringsevne i forhold til å kunne møte fremtidige krav bl.a. fra felles skandinavisk marked, herunder håndtering av ulikheter i Edielmeldingsstandarder og sannsynlig krav om at kraftleverandøren fronter sluttkunde. Mer generelt dreier det seg om å etablere en arkitektur som kan tilpasses en skandinavisk overbygning. AMS innebærer i seg selv en rekke endringer i forretningsprosessene i sluttmarkedet. I tillegg må det utvikles sikre mekanismer for å gi tredjeparter adgang til målerdata (i sanntid og historiske data), eventuelt også å slippe tredjepart inn i kommunikasjonskanalen for målerdata (AMS-kanalen). Regulator har en overordnet interesse av å sikre en effektiv utnyttelse av de samfunnsmessige gevinstene knyttet til smarte nett og sørge for en effektiv balanseavregning (jf. energilovens formål). 42

43 4 Mål og krav for IKT-systemene I forrige kapittel drøftet vi hvilke behov IKT-systemene i kraftsektoren må dekke i et årsperspektiv. I dette kapitlet konkretiserer vi hvilke mål vi ønsker at IKT-systemene skal oppfylle, og hva vi krever at systemene skal oppfylle. I senere kapitler definerer vi alternative modeller eller hovedkonsepter for organiseringen av IKT-systemene og analyserer hvordan de scorer langs ulike dimensjoner. Inndelingen i mål og krav tar utgangspunkt i tilsvarende terminologi som Finansdepartementets kvalitetssikringsregime (KS1). Vi legger til grunn følgende definisjoner: Samfunnsmål: Den nytte eller verdiskaping som et tiltak skal føre til for samfunnet. Effektmål: Førsteordens effekt av tiltaket, for eksempel den konkrete virkningen/nytten tiltaket skal føre til for forbrukere, leverandører, nettselskaper og andre. Krav: Betingelsene som skal oppfylles ved gjennomføringen av tiltaket. Kravene kan for eksempel være funksjonelle, estetiske, fysiske, operasjonelle og økonomiske krav. I KS1-sammenheng defineres også resultatmål, det vil si konkrete måltall og egenskaper som skal være oppnådd ved realiseringen av tiltaket (for hvert konsept som vurderes). Det er mindre relevant i vår sammenheng ettersom vi er ute etter å etablere hovedkonsepter på et mer overordnet nivå. Vi konsentrerer oss derfor om samfunns- og effektmålene nedenfor. Målformuleringene skal ideelt sett angi presist hva som er godt nok gode målformuleringer skal normalt ikke inneholde uttrykk som bidra til, øke eller redusere, men angi hvor mye bidrag, økning eller reduksjon som skal til. Dette er viktigst på effektmålnivå. I vår sammenheng er vi mest opptatt av å bruke spesielt effektmålene til å etablere sammenligningskriterier for ulike IKT-konsepter til bruk i en samfunnsøkonomisk nytte-kostnadsanalyse, og vi vil derfor legge mindre vekt på presise måltall langs ulike dimensjoner. Kravene gjelder betingelser som samtlige aktuelle konsepter må oppfylle for å være aktuelle. Kravene vil på denne måten både bidra til å sortere ut uaktuelle konsepter og definere de hovedkonseptene vi vurderer, ved at alle hovedkonseptene må inneholde funksjonalitet eller tiltak som fører til at kravene blir oppfylt. 4.1 Samfunnsmål og effektmål Formuleringen av mål for IKT-systemene må ta utgangspunkt i energilovens formål om at [Loven skal sikre at produksjon, omforming, overføring, omsetning, fordeling og bruk av energi foregår på en samfunnsmessig rasjonell måte, herunder skal det tas hensyn til allmenne og private interesser som blir berørt. Vi er i denne sammenhengen opptatt av IKT-systemenes rolle i tilknytning til prosessene i sluttmarkedet for kraft som beskrevet innledningsvis. Vi ser ikke på IKT-systemenes rolle i produksjonsplanleggingen, krafthandelen i 43

44 engrosmarkedet, den fysiske nettdriften eller Statnetts utøvelse av systemansvaret. Samfunnsmålet for valg av konsept kan derfor formuleres slik: IKT-systemene skal drives kostnadseffektivt og legge til rette for et velfungerende sluttmarked for kraft. Effektmål som støtter opp om dette samfunnsmålet er følgende: Sluttbruker: Sluttbruker må ha muligheter til enkelt å skaffe seg informasjon om eget kraftforbruk, kraftmarkedet generelt og gjennomføre leverandørbytte Sluttbruker: Sluttbruker skal ha best mulig tilgang til tjenester som legger til rette for mer effektiv energibruk Sluttbruker og kraftleverandører: Konkurransen i sluttmarkedet skal være effektiv Nettselskaper og kraftleverandører: Kostnadseffektive og velfungerende IKTsystemer (drift og investeringer) Nettselskaper og kraftleverandører: Kvaliteten på gjennomføring av de spesifiserte prosessene i sluttmarkedet, herunder kvaliteten på data som tilflyter nettselskaper, leverandører, sluttbrukere og tredjeparter, tiden det tar å gjennomføre leverandørskifte for leverandørene, effektivitet i faktureringsprosessene (for eksempel ved fakturering av kraftleveranser til kunder som er lokalisert i flere nettområder). Tredjepart: Effektiv tilgang til informasjon om kraftforbruk og muligheter til å sende og motta informasjon gjennom AMS-kanalen IKT-leverandører: Skape sunn konkurranse i markedet der leverandørenes kompetanse kommer nettselskap og kraftselskap til gode Avregningsansvarlig: Effektiv tilgang til informasjon for regulerkraftavregningen Regulator: Skape transpararente forhold i markedet med muligheter å definere relevante KPI-er og kostnadseffektiv måling og oppfølging Alle aktører: Fleksibilitet til å tilpasse seg sannsynlige endringer som følge av nordisk sluttmarked og andre utviklingstrekk 4.2 Krav til IKT-systemene Kravene til IKT-systemene skal i sin tur støtte opp om effektmålene og gjerne avledes direkte fra effektmålene. Kravene kan spesifiseres på et svært detaljert nivå, men for vårt formål som dreier seg om valg av hovedkonsept for framtidige IKT-systemer i kraftmarkedet er det tilstrekkelig å spesifisere kravene på et relativt overordnet nivå. Vi ser på følgende krav som særlig viktige: Prosessene i sluttmarkedet skal gjennomføres i henhold til krav i lov og forskrifter. Systemene må kunne håndtere overføring og behandling av spesifikke datavolumer. 44

45 Overgangsfasen til AMS må kunne håndteres (i den grad de aktuelle konseptene vil bli implementert før AMS-utrullingen er gjennomført). Systemene må kunne håndtere saldooppgjør og korreksjonsoppgjør også i framtiden. Systemene må oppfylle krav til sikkerhet (integritet, tilgjengelighet og konfidensialitet). NVE må kunne overvåke at IKT-systemene og bruken av dem oppfyller forskriftskrav. IKT-systemene skal kunne implementeres innenfor dagens bransjestruktur. Det at prosessene i sluttmarkedet skal gjennomføres i henhold til gjeldende forskrifter og sannsynlige endringer som følge av AMS, nordisk sluttmarked og andre utviklingstrekk, innebærer blant annet følgende: Målerstanden kan avleses på forespørsel på hvilket som helst tidspunkt av de som har autorisert tilgang Det vil foreligge timeavlest målerstand. Måleren skal lagre avlesninger av målerstander inntil de er overført til nettselskapet (lagring i dager er normalt det som tilbys med dagens målere). Måleverdidatabasen(e) vil inneholde data som benyttes i forretningsprosessene og historikk Data fra måleren skal kunne benyttes av systemer for smarthus (styring av energiforbruk) Måleren skal kunne strupe, stenge og åpne strømleveranser (EU-krav, usikkert om/når blir gjeldende i Norge) I tillegg finnes det en rekke krav som kan tenkes å bli relevante, men hvor det er for tidlig å konkretisere hva kravene vil bestå i. Det er imidlertid viktig å vurdere robustheten av ulike konsepter overfor mulige krav på disse områdene: Forbruk i mobile enheter Avanserte betalingssystemer (Last-)Styring av utstyr i boligen Avanserte modeller for nettleie og kontraktsformer for kraftleveranser for å gi brukeren prissignaler som vedkommende kan agere på tidlig Det vil være ønskelig at løsninger som benyttes for innhenting eller overføring av data kan deles på en slik måte at alle relevante aktører kan benytte disse, men slik at kun aktører med faktisk tilgangsrettigheter til de aktuelle applikasjonene, dataene eller kanalene blir gitt tilgang til disse. Alle ressurser en ikke har tilgang til skal ikke engang kunne observeres disse ressursene er helt usynlig for andre enn vedkommende med tilgangsrettigheter. Aktører som kan tenkes å benytte den fysiske kanalen ut til måler kan være aktører som: Måleransvarlig den aktøren (nettselskap i dag) som er ansvarlig for korrekt avlesning 45

46 Driftsaktører de som skal konfigurere, overvåke og drifte hver måler Lastdelingsaktører leverandør eller lignende som kan kontrollere strømtilgang Smarthusaktører leverandører som kan levere ekstra funksjonalitet for smarthusapplikasjoner Dette vil bety at data må segregeres i hele løsningen fra måler gjennom nettverk og ut til sentrale knutepunkt for applikasjoner og databaser Styrings- og arkitekturprinsipper Som grunnlag for felles løsninger for kraftsektoren, bør det etableres en felles IKTarkitektur. Dagens Ediel standardisering og NUBIX utgjør i seg selv elementer i en felles arkitektur. I den grad man etablerer en felles database og felles IKT funksjoner som opererer på denne databasen, bør det være en prioritert oppgave å videreutvikle og forvalte et felles rammeverk og standarder som understøtter effektiv samhandling mellom aktørene i bransjen, med sluttkunder og andre eksterne. Staten har gjennom Difi etablert sju IKT arkitekturprinsipper som kan være et godt fundament for en felles IKT-arkitektur for AMS-delen av kraftsektoren. Dette omfatter bla. a. prinsipper for en tjenesteorientert tilnærming, interoperabilitet, sikkerhet og tilgjengelighet. En annen tilnærming er virksomhetsarkitektur som definert av TOGAF ( under Open Group. Dette gir et standardisert rammeverk for utvikling av virksomhetsarkitektur. Etablering av IKT-arkitektur og rammeverk kan fort bli tidkrevende og kostbart. På den andre siden gir et godt arkitekturrammeverk en sikring for en konsistent retning for utvidelser og utbygging av systemene. En pragmatisk tilnærming til det å etablere et tredelt rammeverk hvor hver del utvikles løpende i takt med behov og modning: Styring (Governance): Dette definerer styringsprinsippene, nødvendige roller og ansvar samt prosesser for endringer, hendelser, feilhåndtering, osv. Betydningen av dette laget blir ofte undervurdert i oppstart av større prosjekter, men viser seg nødvendig i driftsfasen av større systemer. Viktige kilder til slikt styringsredskap kan finnes hos ISACA ( ITIL ( ) og COBIT (også under ISACA) IKT-arkitektur: Dette er en tilnærming som vil legge mest vekt på de virksomhetskritiske behovene og underliggende prosesser med tilhørende data for å bryte disse ned i sine enkelte sammenheng rent logisk. En felles IKT arkitektur for bør som et minimum omfatte en felles informasjonsmodell, felles prosessbeskrivelser med funksjonelle krav til IKT-støtte og standarder for informasjonssikkerhet og utveksling av informasjon mellom ulike systemer. I tillegg kan man velge å innføre standarder og rammer for en tjenesteorientert arkitektur som bidrar til å bryte opp dagens proprietære systemer og som gjør det enklere for nye programleverandører å komme inn på markedet. 46

47 Infrastruktur: Dette er primært de fysiske mekanismene som holder eller bærer alle prosesser og data og forestår kommunikasjonen mellom disse. Eksempler på infrastruktur vil være nettverk, servere, databaser og datalagring. Prinsippene for Governance blir behandlet i kapittel 9. I dette kapitlet vil vi i det videre se på følgende elementer av IKT-arkitekturen: Informasjons- og databasestruktur Applikasjoner/behandlingsfunksjoner Sikkerhet Identitets- og aksess-styring I tillegg omhandler vi deler av infrastruktur knyttet til nettverk og transport av data. Informasjons- og databasestruktur Måleverdiene som skal utveksles kan deles i datakategorier avhenging av nivå av integritet og nytteverdi: Rådata: Det som er innsamlet hver time (eller tilsvarende) fra hver enkelt måler. Disse kan inneholde feil, men kan benyttes til prognoser og beregninger Rapporteringsdata: Dette er data som rapporteres hver uke og som er grunnlag for balanseavregningen Transaksjonsdata: Dette er data som blir brukt for fakturering mellom aktørene i markedet og ut til sluttkunde. Disse bør i utgangspunktet ikke være forskjellige fra rapporteringsdata. De må være riktige. Hver av disse tre kategoriene kan inneholde en eller flere meldinger pr døgn - opp til 96 meldinger per måler pr dag (for kvarters-avlesning), hver med ca 100 bytes for til sammen for ca 2,7 millioner målere. Et års datavolum vil for et worst case scenario med kvartersmålinger kreve ca 10 TB for databasen med rådata, muligens mindre for de to andre nivåene. I tillegg til disse tre kategoriene med data, bør det finnes to nivåer av tidsdata: Års-ferske data: Data for de siste 12 månedene bør kunne falle inn under denne kategorien. Slike data bør være tilgjengelig umiddelbart ved å søke etter transaksjoner maksimalt med få sekunders forsinkelse. Forbruksverdier per måned og på årsbasis de siste 3 år bør inngå i denne kategorien. Historisk data: Dette er data som skal lagres, men som ikke må være tilgjengelig umiddelbart på søk. Data eldre enn 12 måneder vil naturlig kunne falle inn i denne kategorien Kravene til de forskjelllige databasene bør fremkomme som egen aktivitet, men forventes å inneholde de fire etablerte ACID-kravelementene (atomicity, consistency, isolation, durability). 47

48 Tre databasetopologier er aktuelle: 1. Lokalt minne: Hver måler forventes å kunne inneholde tilstrekkelig minne til at måleverdier med ett kvarters oppløsning kan lagres over en viss tid (AMS forskriften innholder ikke spesifikke krav). For en meldingsstruktur på 100 Byte/melding, ville ett år med data kun utgjøre ca 3 MByte pr år for rene nedstrømsdata. Minne i disse målerne ville antagelig kunne dimensjoneres til minst hundre ganger dette uten reelt kostnadspåslag. Data bør kunne aksessers med en oppetid på 98,00 %. 2. Desentrale databaser: Hver aktør tar vare på sine data: Dette er på mange måter skalerbart, men med økende krav til disse dataene, både til hvordan de skal brukes og hvor/når de skal aksesseres, vil hver database etter hvert få krav som blir strenge såpass strenge at de ikke kan møtes med en enkelt Internet forbindelse og med en database/server driftet av kanskje kun en person. 3. Felles database: Alle data samles i en logisk sentral database. En profesjonell driftsaktør sørger for 24/7 drift av databasen og at den utvikles i henhold til strategi og rammer for disse data. Kravene til oppetid bør være på 99,95 % nivå. Transaksjoner, endringer, hendelser, osv. bør styres med et verifiserbart SLA regime. Kravene til desentral database bør egentlig være like strenge som for sentral database; virker ikke en av kildene i den store sammenhengen, er heller ikke totaldata fullgode. Desentral database kan kombineres med felles database ved at det gjøres klart at det er data i den felles basen som er den autorative kilden til enhver tid. Data kan hentes fra den lokal databasen som er den egentlige kilden, men alle andre brukere av data vil ikke se denne kun den autorative sentrale kilden. Eieren av en lokal database kan fritt bruke data fra sin egen lokale database, men plikter å påse at data i den autorative, sentral database til en hver tid er 100% oppdatert. Ved en hver disputt må det være de sentrale data som er autorative. Applikasjonene/behandlingsfunksjonene Nett, sikkerhet, identitetshåndtering og datahåndtering må være tilrettelagt for at felles applikasjoner eller behandlingsfunksjoner skal kunne kjøres i den felles infrastrukturen. I tillegg kan hver aktør ha sine egne applikasjoner i et felles rammeverk som hver skal kunne kommunisere med andre applikasjoner innefor samme rammeverk uansett eierforhold til denne og kunne kommunisere med felles database. Felles applikasjoner er ikke spesifisert ennå, men databasene, meldingsstrukturene og kommunikasjonen må være standardisert og forberedt på utvidelser med nye applikasjoner. Et slikt miljø vil sannsynligvis best kunne etableres med en SOA implementering som er basert på løst koblede enheter med spesifiserte protokoller og spesifisert funksjonalitet. Selve SOA rammeverket tar ikke stilling til den faktiske teknologien som benyttes, men web services med WDSL (for å beskrive funksjonaliteten), SOAP for kommunikasjonsprotokollen og XML for formateringen er ofte benyttet og bør legges til grunn for rammeverket for nye applikasjoner. Den viktigste grunnen til dette kan være at det innenfor disse områdene er mest tilgjengelig kompetanse. 48

49 Sikkerhet Sikkerhet er ofte delt i tre hovedkategorier: Konfidensialitet; sikkerhet for at kun autoriserte personer har tilgang til sensitiv informasjon, og at den ikke avsløres for uvedkommende. Integritet; sikkerhet for at informasjonen og informasjonsbehandlingen er fullstendig, nøyaktig og gyldig, og et resultat av autoriserte og kontrollerte aktiviteter. Tilgjengelighet; sikkerhet for at en tjeneste oppfyller bestemte krav til stabilitet, slik at aktuell informasjon er tilgjengelig ved behov. Sikkerhet er ofte klassifisert i flere nivåer for hver av disse kategoriene. Dette kan være formålstjenelig også innen denne delen av kraftbransjen. Et eksempel på hvordan dette kan gjøres er vist i tabellen under. Sikkerhetsegenskap Klassifisering Eksempler Løsning / krav Konfidensialitet Hemmelig Det finnes ikke informasjon i disse systemene som N.A. kan true rikets sikkerhet om de kommer på avveie denne betegnelsen vil derfor ikke benyttes Konfidensiell All informasjon som inneholder opplysninger som To-nivå autentisering kan sees på som personsensitivt fordi det innholder informasjon om dagsrytme, forbruksmønster, etc., bør behandles som konfidensiell Intern All informasjon som inneholder opplysninger som kan sees på som markedssensitive, bør beskyttes ved at tilgang kun gis på basis av at autoriserte brukere autentiserer seg mot løsning og kun får tilgang til informasjon de er autentisert for på det angitte klokkeslett Sporbarhet: Hvem har gjort hvilke transaksjoner Aksess: Små volum: En-nivå autentisering Store volum: To-nivå autentisering Åpen Informasjon på web Åpen tilgang, ingen Integritet Høy All korrigert måleverdidata som utgjør balanseavregning, fakturerings- og transaksjonsunderlaget Middels Alle rådata som benyttes for grovrapportering og for å prediktere forbruk i neste periode Tilgjengelighet (bør måles ende-tilende) og innenfor de faktiske kravparametre satt til tjenesten) Lav Kritisk Høy Figur 8: Sikkerhetsnivåer Mindre kritisk Data som publiseres som informasjon på åpent nett og som skal vise hovedtrender og hovedtrekke, men som ikke innholder konkrete data som kan benyttes i analytisk sammenheng. Sentralisert databaser for hele landet må ha helt minimal nedetid Databaser, applikasjoner og nettverk med flere leverandørers informasjon bør ha lav nedetid Individuelle databaser som bare berører en leverandør kan ha vanlige oppetidskrav. autentisering Null feil: Feil skal ikke forekomme Enkeltfeil tillatt, men må detekteres, varsles og rettes innen 24 timer Feil kan godtas i begrenset omfang 99,95 %, maks en time pr gang 99,50 %, maks fire timer pr gang 98,00 %, maks et døgn pr gang Identitets- og aksess-styring Det vil være ønskelig at IKT-løsningene som benyttes kan deles på en slik måte at alle relevante aktører kan benytte disse, men slik at kun aktører med faktisk tilgangsrettigheter til de aktuelle applikasjonene, dataene eller kommunikasjonsnettverk blir gitt tilgang. Alle ressurser en ikke har tilgang til, skal ikke engang kunne observeres disse ressursene skal være komplett usynlig for andre enn vedkommende med tilgangsrettigheter. 49

50 Forskjellige aktører vil ha forskjellige - og noen ganger konkurrerende interesser. Dette vil bety at data må segregeres i hele løsningen fra måler gjennom nettverk og ut til sentrale knutepunkt for applikasjoner og databaser. Dette betinger fire sentrale sikkerhetsmekanismer: Identitetshåndtering: Dette kan gjøres på forskjellige måter, men det viktigste er at hver aktør, enten dette er den som står oppført som eier av en måler i en husstand eller et større nettselskap får tilegnet en unik identitet i systemet. Identiteter som benyttes i dag er fødselsnummer for personer (dette er strengt tatt ikke en identitet, men blir brukt som sådanne i en del sammenhenger), måler-id og organisasjonsnummer. Det finnes en rekke løsninger for å håndtere disse Autorisasjon: Det må finnes mekanismer for å gi hver enkelt aktør tilgang til nødvendige data/applikasjoner på en slik måte at denne aktørens troverdighet ikke trekkes i tvil av andre aktører på tilsvarende (sikkerhets) nivå. Aktørene gjenkjennes av bemyndiget autoritet for dette ved sine respektive ID-er. Autentisering: Det må finnes mekanismer slik at autoriserte aktører får tilgang til nødvendige data/applikasjoner. Dette vil bestå i en identifiseringsprosess og en en- eller to-nivå autentisering. Segregering av data: Dette betyr at data må segregeres slik at kun personer med tilgangsrettigheter vil få tilgang til dette. Segregering med høy grad av grannularitet finnes i de mer avanserte databasesystemene, men kan bli for komplekst for de anvendelsene det er snakk om her. Det kan være det vil bli tilstrekkelig med segregering på nettverksnivå eller applikasjonsnivå. Disse er beskrevet under sine respektive områder i dette dokumentet. Løsningene for sikkerhetshåndtering må ikke bli komplekse. De må være brukervennlige helst ved at mest mulig skjermes fra brukerne. Det finnes løsninger i bruk i Norge i dag som bør vurderes og sees i sammenheng med andre åpne løsninger i markedet under kravspesifikasjonsarbeidet for sikkerhetsløsningene. Nettverk og transport av data Data skal fra hver måler frem til lokale databaser og / eller fram til sentrale databaser der de danner grunnlag for de applikasjonene som skal utføre prosesser som avregning og prognostisering, osv. Noe data skal også kunne gå den andre veien fra sentrale knutepunkt og ut til hver enkelt måler. Nettverket og transport av data i dette kan enklest skilles i tre nivåer: Enkelt samband: Dette er den underliggende transmisjonsteknologien som gjør at data vil kunne sendes over hvert individuelt samband som f eks fra måler til første innsamlingspunkt. Mange teknologier vil være aktuelle for dette. Disse bør ikke detaljspesifiseres rent teknisk, men de overordnede transmisjonskravene og forventet SLA bør spesifiseres. Hvert nettselskap må dermed avgjøre hvilke teknologier som er best egnet for dem i sine områder. I noen områder kan 50

51 dette være fiber fordi dette allerede er rullet ut til bygninger med målere. For grisgrendte områder kan radioteknologier eller i noen tilfeller PLC (Power Line Carrier) være mest reelle alternativ. For det siste tilfellet kan transmisjonshastighet være varierende og i noen tilfelle ganske lav. Ansvarlig driftsaktør (nettselskapene i dag) vil selv måtte foreta anskaffelser i henhold til nasjonale spesifikasjoner og SLA, selv være ansvarlig for at forbindelsene testes mot disse kravene ved installasjon og selv verifisere kravene gjennom hele driftsfasen. Nettverk: Dette er det logiske nivået som binder alle enhetene sammen på tvers av alle de individuelle sambandene. Det viktige her er at det brukes en felles protokoll som gjør at adressering og flytkontroll gjøres på en konsistent måte i hele nettverket, at alle enheter i nettet gjenkjennes og kan kommunisere med alle andre enheter og at denne kommunikasjonen kan måles i forhold til en SLA. Protokollene bør ta utgangspunkt i rene standarder som TCP/IP og Ethernet standardene. Transport: Transportnivået sikrer at meldinger og hele transaksjoner blir utført på riktig måte i nettet. Det er på transportnivået at meldinger kan leses på en entydig måte. Dette betyr at alle meldinger må kunne pakkes inn i konvolutter med klar merking av data i definerte informasjonsfelt som angir type melding, innholdskategorier, adressering og innholder de faktiske data. I dag finnes det overbygg som NUBIX (for å finne måler) og Ediel (for rapportering) som infrastruktur. Begge er basert på XML-standarder og NUBIX er videre orientert mot web-services. Ediel har vært og er under stadig utvikling og forbedring. Begge disse transportmekanismene virker etter sin hensikt. Nye initiativer bør fange opp begge disse mekanismene og tilrettelegge for smertefri migrering til ett felles regime og for videreutvikling. Det bør lages en kravspesifikasjon som tar hensyn til de to eksisterende mekanismene, tar inn nye generiske krav til felles infrastruktur skalert til det volumet av målere og de transaksjonene som skal foregå i nettet og som samtidig er utbyggbar slik at det tilrettelegges for søk, automatiserte avlesninger og avregninger samt nye tjenester. Den totale kapasiteten i nettet må angis i for de forskjellige nivåene i nettet: For en sentral database med rådata innsamlet fra samtlige målepunkter på kvarters-basis, ville informasjonsmengden utgjøre en totalkapasitet på ca 60 Tbit pr år for kvarteravleste data eller i underkant av 1 Tbit for dagsavleste data. Dette kan høres avskrekkende ut hvis dette skulle aksesseres på en periode på ett sekund. Gjennomsnittskapasiteten over hele året ville imidlertid være begrenset til ca 2 Mbit/s for kvartersavleste data. Disse to ratene (60 Tbit vs 2 Mbit for kvartersavleste data) utgjør ytterpunkter for transmisjonshastigheten inn mot en sentral database. Med en prioriteringsmekanisme hvor måleverdiavlesning har prioritet over andre anvendelser, ville hele Norges målestand på godt over to millioner målere kunne leses inn til en sentral database på ca 20 sekunder (for kvartersavleste data) hvis nettet er dimensjonert uten flaskehasler og den sentral forbindelsen fra nett til database er på 100 Mbit/s. Slike forbindelser er lett å fremforhandle i dag, gjerne som dublerte høytilgjengelige forbindelser. Tilgjengeligheten på denne delen av 51

52 nettet bør ligge på 99,95 %. Med en slik dimensjonering og prioritering, ville det kunne sikres at rådata overføres uten mye forsinkelse, mens restkapasiteten tilgjengelig for andre typer anvendelser teoretisk ville være på %, mer enn rikelig for både underliggende prioriteringer, for sikring av tilstrekkelig kapasitet og for sikring mot overdrevne forsinkelser samt overføring av driftsdata til nettselskapet. For hvert målepunkt ville en kapasitet på 10 kbit/s til hver måler kunne sikre at meldingene slipper ut i nettet med teoretisk sett forsinkelser på rundt 100 ms. Forbindelser på rundt 1 Mbit/s ville uten videre være rikelig til all trafikk inn/ut til måleren med lav forsinkelse. En kanal med Mbit/s kapasitet ville være ledig mesteparten av tiden. Infrastrukturen vil videre bestå av servere, database og lagring Denne rapporten omhandleri ikke konkrete løsninger på dette nivå, men vi vil peke på at standardisering er en stor fordel. Datalagring vil behandles mer utførlig i de respektive løsningsbeskrivelsene i kapittel

53 5 Aktuelle modeller for felles IKT-løsninger I dette kapitlet beskriver vi kort hovedkomponentene i modeller for felles IKTfunksjoner. 5.1 Logisk datamodell Figur 9 viser en logisk datamodell med de viktigste objekter og relasjoner som må ivaretas. I denne er samtidig en rollemodell for de viktigste aktørene i markedet. Det er tatt utgangspunkt i at det er kraftleverandøren som fronter kunden, men det vil også være mulig med ulike andre faktureringsregimer (nettselskap og kraftselskap fakturerer hver for seg eller at nettselskapet også fakturerer kraft). Måleverdier leses og brukes av ulike aktører. Figur 9: Utkast til logisk datamodell Kontraktsdata og pristariffer for kraft er ikke tatt med som egne objekter da det forutsettes at dette er bedriftsintern informasjon basert på avtale mellom kunde og kraftleverandør. Nettariffer er imidlertid åpen informasjon knyttet til det enkelte nettselskap. Det kan være aktuelt for en kunde å hente ut slik informasjon fra den enkelte avtalepartner for bruk til analyser eller som parametere i egen energistyring. Kraftselskapenes kontraktsdetaljer og priser må ikke være tilgjengelig for konkurrenter. 53

54 Tabellen i Figur 10 nedenfor gir en oversikt over informasjon knyttet til de enkelte objekter og som bør være tilgjengelig felles (ikke nødvendigvis sentralt lagret). Objekt Informasjon Tilgjengelig for Måler MålerID, Nettselskap, adresse, type, Alle status AMS-Driftslog MålerID, problemlogg MVD, NVE Måleverdier MålerID, målerstand per time for 3-15 mnd Kunde Nettselskap Kraftselskap Historiske data Kunde MålerID, historisk forbruk tidligere år. Månedlig målerstand og årsforbruk lagres i 3 år KundeID, navn, kontaktpersoner, bindingstid på avtaler, fakturaadresse, mm m/kontrakt Kunde Nettselskap Kraftselskap m/kontrakt Kunde Kundehistorikk Kunde Kraftleverandør ID, Navn, autoriserte medarbeidere Alle Nettleverandør ID, Navn, autoriserte medarbeidere Alle Tredjepart ID, Navn, fullmakter Kunde Kunde, kraftlev. nettselskap Balanseansvarlig ID, Navn, fullmakter Balanseansvarlig NVE ID, Navn, fullmakter NVE Figur 10: Informasjonsobjekter, informasjonstyper og tilgang Måleverdiene vil forandre status i forhold til de prosesser som gjennomføres og er kategorisert som følger (ref. kapittel ): Avleste rådata Rapporteringsdata bestående av o Målerstand korrigert (basert på tidligere avlesninger) o Kvalitetssikret målerstand Transaksjonsdata som er verdier benyttet i markedstransaksjoner (fakturering/avregning/leverandørbytte, etc) Det er nettselskapene som vil ha ansvar for all kvalitetssikring av måleverdier og oppdatering statusvariable. 5.2 Måleverdikjeden Konsekvenser av AMS for måleverdikjeden Målere med toveiskommunikasjon er illustrert i Figur 11 nedenfor. AMS-systemet har ulike funksjoner i tillegg til å avgi målerstanden til nettselskapet. Blant annet skal den kunne levere målerstand og formidle prisinformasjon til smarthussystemer, og gi muligheter til å strupe og stenge strømtilførselen. Måleren kan også avgi statusinformasjon om selve måleren (feil, 54

55 sabotasjeforsøk, etc.) og gi informasjon av betydning for nettdriften slik som f.eks. jordfeil og spenningskvalitet. Figur 11: Prinsippskisse for AMS-måleren og tilleggsfunksjoner Det er ulike kommunikasjonssystemer for overføring av data over ulike kanaler som PLC, mobilnettet, radiolinje, eller internett. Kommunikasjonssystemet skal også kunne benyttes for innsamling av data fra målere av andre energiformer som fjernvarme, gass etc. og det foreslås å åpnes for at tredjepart kan utnytte datanettverket for eksempel i forbindelse med energistyring og løsninger for smarthus. Protokoller og arkitektur er ikke standardisert. Det var forventet at standardiseringsarbeidet i EU (M/441) ultimo 2010 skulle definere standarder for de ulike grensesnitt i målerne, men med sin rapport i januar 2011 har de kun samlet sammen de industristandarder som benyttes i dag. Målerne i bruk i Norge har lagt seg på et nivå der det lagres timeverdier i måleren for dager Alternative grensesnitt i målekjeden - prinsippskisse Måleverdikjeden er beskrevet i Figur 12 nedenfor. Behandlingskjeden for dagens profilavleste målere vil fortsatt være nødvendig i mange år enda og kanskje man aldri kan kvitte seg helt med den. Uansett vil volumet reduseres i takt med installasjon av automatiske målere. Nettselskapene vil forutsettes også i fremtiden å være ansvarlig for leveranse av kvalitetssikrede måleverdier og dermed innsamlingskjeden frem til at data gjøres tilgjengelig for markedet (formidling). Målerdata kan imidlertid avleveres til en felles måleverdidatabase før de er kvalitetssikret. Kvalitetssikringen vil da kunne gjøres på grunnlag i den felles målverdidatabasen med oppdatering av statusinformasjon for de verdier som er rapportert (ref pkt. 5.1 foran). 55