Deres ref: Saksbehand ler: Vår ref: Dato: eldave Odd Refsdal OR/011/

Transkript

1 2...7 c)c> -\ 3g B. Gudbrandsdal Energi Gudbrandsdal Energi AS Postboks93 Norges vassdrags- og energidirektorat Postboks 5091 Majorstua 0301 OSLO r1o , ristra T f ak, no ge no Fo,ek.sregisteret NO M\,A Deres ref: Saksbehand ler: Vår ref: Dato: eldave Odd Refsdal OR/011/ Avanserte måle og styringssystem AMS - forslag til endring i forskrift 11. mars 1999 nr Høringssvar fra Gudbrandsdal Energi AS Vi viser til NVEs høringsdokument angående avanserte måle-og styringssystemer. Vi er kjent med og har gitt innspill til KS-Bedrift/DEFO sitt høringssvar. Vi støtter i hovedsak KS-Bedrift /DEFO sitt svar, men vil komme med følgende tilleggskommentarer/presiseringer: Håndterin av situas-onen for nettselska som allerede har b d ut AMS li ht De fleste nettselskap som, basert på egne vurderinger og kost/nytte-betraktninger, har valgt å investere i automatisk måleravlesning hadde på beslutningstidspunktet ikke informasjon om og evt. når et nasjonalt krav om AMR skulle komme, og i hvilken grad systemene ville tilfredsstille disse kravene. Det er lagt inn en forventet levetid (nedbetalingstid) på systemene i beslutningsgrunnlaget. Ved en utskifting for å tilfredsstille nye krav fra 2017 vil denne nedbetalingstiden ikke være nådd. Disse nettselskapene har også i arbeidet med forskriften bidratt med nyttig informasjon/erfaringer som kommer det nasjonale AMS-prosjektet til gode. Vi regner også med at denne erfaringen vil være verdsatt og brukt også når AMS-prosjektet er i gang. Det er i høringsdokumentet lagt opp til en meget ambisiøs og krevende oppstart av AMS med full drift av alle funksjoner fra dag en (kl ). Vi mener at med en noe smidigere innføring vil en også lette situasjonen for de nettselskap allerede har AMS i drift. Vi har presentert et forslag til implementeringsløp under punktet "Innføringsløp i flere faser" under. Selv om vi har hatt et rimelig vellykket implementeringsprosjekt ser vi at håndtering av timeverdier er vesentlig mer krevende enn håndtering av for eksempel ukestander. Det vi også ser er at en trenger mer tid til håndtering av måleverdier enn det som legges opp til i høringsdokumentet. Å levere fra seg måleverdier kl hver dag er et ekstremt krav som en vil trenge tid på å implementere. For å håndtere timeverdier til de tidsfrister som er foreslått er det er veldig mange detaljer som skal på plass. Ut i fra dette synes tidskravet for innføring av AMS å være vel krevende.

2 Vi er av den oppfatning at det må lages overgangsordninger for de som allerede har implementert AMR. Det vil ikke være samfunnstjenlig å bytte ut og kassere moderne måleteknologi som fungerer og som kundene er godt fornøyd med. Vi vil derfor foreslå at det gis anledning til, gjennom tilpasning av forskriftskrav i kombinasjon med dispensasjoner, at målerparken hos disse selskapene byttes ut suksessivt når det teknisk sett er naturlig å bytte. Bransjen får også et negativt omdømme når vi skal forklare kundene hvorfor vi bytter måler pånytt, og forklare hvem som skal ta kostnaden for dette. Krav om timemålin evt. 15 min Krav om timesmålin fra 1..uli 2011 Det går ikke fram av høringsdokumentet om krav om timesmåling skal gjelde allerede installerte systemer. De fleste av disse systemene som er installert med timemålere har ikke kommunikasjonsløsninger som gjør det mulig å benytte timeverdier ved avregning. De fleste installerte løsninger er fjernavleste målere for håndtering av uke- og månedsverdier. Dette er ikke AMS løsninger som kan håndtere timeverdier i stor skala. Dette betyr at tilnærmet alt utstyr må byttes/vurderes byttes for å kunne samle inn timeverdier i henhold til AMSforslaget. Vi regner det derfor som gitt at krav om timeverdier fra 1. juli 2011 ikke kan gjelde for disse. Vi ser heller ikke at det kan ha noen nytteverdi med en klattvis innføring av timeverdier ved avregningen fra Innførin slø i flere faser Det ser ut som NVE legger opp til skarp drift med timeverdier innen kl 0900 hver dag, og at det skal skje fra første dag. Kravet er meget strengt. Hva med kvalitetskontroll av data? Gjelder kl også lørdag og søndag? Her nevnes ikke noe om overgangsordning eller stegvis innfasing av funksjonalitet. Vi er enig i at systemene bør bygges for å kunne håndtere timeverdier fra alle (evt. 15 minutter). Det betyr ikke at en må starte med timeavlesning fra En må kunne forvente at aktørene i markedet på det tidspunktet er opptatt med å få systemene til å spille sammen i det enkelte selskap, og utfordringene med dette blir store. Å legge en ekstra belastning på aktørene ved å kreve behandling av unødvendig store datamengder mener vi er uklokt. Innføring av timeverdier bør komme over tid, styrt av behov og når aktørene er modne for det. De store nytteverdiene realiseres uansett gjennom ukeverdier og vil gi et stort løft for dynamikken i markedet. Det kommer til å ta tid før en klarer å nyttiggjøre seg timeverdier i avregningen. Timeverdier fra alle kunder er enorme datamengder som skal håndteres. Ved å ta en gradvis tilnærming (starte med ukestander, med gradvis overgang til timeverdier) over noen år tror vi sannsynligheten for å lykkes blir bedre. EUs krav er 80 % innen Det er bedre å tilpasse seg timemålingskravet ved å harmonisere med EUs krav og heller begrense til nødvendig og nyttbar funksjonalitet fra Allerede utbygde systemer (AMS-light) kan fungere videre i overgangsperioden fra 2017, og behovet for dispensasjoner reduseres. Måle unkt med lavt forbruk h ekunder 2

3 Gudbrandsdal Energi AS har mange hyttekunder i nettområdet. Ca 1/3 av nettkundene er hyttekunder. Mange av disse slår av hovedbryter når de forlater hytta og en mister kontakten med måleren. En vet ikke i slike tilfeller om hovedbryter er avslått eller om det er feil på kommunikasjon / måler. Med innføring av timeverdier vil disse målepunkt bli ennå mer problematisk å håndtere. En vil her få omfattende korreksjonsoppgjør på minimalt forbruk. Det bør legges opp til andre måter å måle og avregne disse målepunktene på enn med basis i timeverdier innen kl hver dag. Kommunikas'on Det er flere forhold vedr. kommunikasjon som vi mener bør veie tungt, og som taler for at tredjepartsadgang i hovedsak bør skje via grensesnitt lokalt. Levetid å AMS-utst ret AMS skal dekke nær 100 % av alle målepunkt (nettkunder). Å få tilgang til mange av disse målepunktene er både arbeidskrevende og tidkrevende. Det ligger store kostnader her. Det er derfor viktig å sørge for at systemene som installeres får lang levetid, (minimum 15 år). Ved å legge opp til at "grunnpakken", som skal dekke alle målepunkt, gjøres robust og tilpasset grunnleggende behov kan systemet få en kostnad og en levetid som forsvarer investeringen. Legges det inn tredjepartsadgang via netteiers systemer, samt krav om IPprotokoller vil den tekniske levetiden for systemet reduseres og systemet må skiftes ut tidligere for å kunne tilfredsstille krav. Det er langt fra alle kunder som vil benytte seg av tredjepartstjenester, og de som gjør det vil ha ulike behov. Dersom dette spekter av behov og variasjoner skal dekke innen for "grunnpakken" vil kostnadene øke og levetiden gå ned. En bygger med andre ord inn funksjonalitet og kapasitet for alle målepunkt som vil ha nytte for kun en liten del av disse. Tilleggstjenester bør i hovedsak løses via lokalt grensesnitt i målepunktet. Sikkerhet o ka asitet/kom leksitet Ved å legge til rette for utstrakt tredjepartsadgang via netteier og kreve IP-protokoll i kommunikasjonsveien vil en øke kompleksiteten og redusere robustheten i systemet. Krav til sikkerhet, kapasitet og ikke minst ansvarsforhold vil bli betydelig strengere dersom tredjepartsadgang skal gis via netteiere. IP-protokoll, kryptering etc. vil legge beslag på store deler av kapasitet i en kommunikasjonsvei som skal dekke alle målepunkt (selv om bare noen få vil benytte seg av tjenester som krever kompliserte systemer). Skal en tilby alarmtjenester via netteier? Hva da med PLC, dersom innbruddstyven kutter strømmen? Må PLC ekskluderes som kommunikasjonsvei? Har inntrykk av at konsulenter, rådgivere som har vært inne i bildet i den senere tid har manglende kunnskap om kompleksiteten og begrensningene som eksisterer på aktuelle kommunikasjonsbærere, for ikke å snakke om tilgang til målepunktet. Det virker også som om det er glemt at strøm er et lavinteresseprodukt, og skiller seg derfor sterkt fra andre produkter (bredbånd, alarm, telefon) hvor kunden har egeninteresse av at systemet fungerer. Virker ikke bredbåndet er kunden mer enn interessert i å få rettet feilen. Er det problemer med måleverdiinnsamling har det null interesse for mange kunder så lenge det lyser i lampa. Hva er mar inalkosten? Hva koster det ekstra å få på plass de ekstra tjenestene? Hvilken nytteverdi har disse? Vil de ekstra tjenestene som det legges til rette for dekke de ekstra kostnadene? Økes kompleksiteten øker også kostnaden, men kanskje viktigst av alt; levetiden vil trolig reduseres. 3

4 Ut fra vår erfaring ligger de store nytteverdiene i basisfunksjonene i kraftmarkedet. Pålitelig tilgang på måleverdier, dynamikk i leverandørskifter, og annen basisnytte som bygger på dette. Primærbehovet ligger her og tilleggsfunksjonalitet utover dette bør vurderes nøye mot de ekstrakostnader de representerer. Ellers er det vårt inntrykk at noen miljøer har klokketro på at kraftmangel og effektmangel løses gjennom AMS. Vi mener at nytteverdien på dette området er minimal. Den er sterkt overdrevet, spesielt på politisk nivå. Blir systemene for kostbare (i investering, drift og levetid) er det større fare for at kundene oppfatter at de betaler en høy pris for noe de ikke trenger. Dersom dette inntrykket fester seg blant kundene kan en komme til å slite med omdømme og ødelegge kundenes i dag positive holdning til AMS. Det kan øke problemet med å få tilgang til målepunktene. Nytten i AMSprosjektet er spredd utover blant mange aktører og er vurdert til å gi positiv samfunnsnytte, men det er nettselskapet som er ment å skulle finansiere dette. En del av investeringen (utover nettnytte) belastes nettselskapet eiere og nettkundene (60/40 deling). Noen av kundene får muligens igjen denne nytteverdien i form av bedre tjenester i kraftmarkedet, tredjepartsmarkedet (og kanskje lavere kraftpriser), men for nettselskapets eiere er ikke det tilfelle. Nettselskapets eiere vil derfor måtte bekoste gode tjenester for mange gratispassasjerer (som for de fleste nettkunder ikke benyttes). Det er derfor et betimelig spørsmål om det er riktig at "kjekt å ha"-funksjonalitet for tredjepartsaktører og et fåtall kunder som ikke bidrar til nytte for nettselskapet og de fleste nettkunder skal belastes nettselskapet eiere og alle nettkunder. B terfunks'onalitet Slik vi leser høringsdokumentet har NVE her sett på kun investeringskostnad for å få med denne funksjonen. Driftsforhold er ikke berørt. Dette er en mekanisk innretning som krever vedlikehold og testing for at den skal fungere når det er behov for det. For å få med kostnadene med dette forslaget må også følgende forhold vurderes: Hvordan tester en funksjonen av struping eller utkobling? Ser en for seg testutkobling av nettkundene? Bryterfunksjon medfører at nettselskapet kobler fra. Innkobling må så vidt vi kan forstå, kunden gjøre selv av sikkerhetsmessige årsaker. Hva med KILE ved testing av bryterfunksjon? Kommer NVE til å forskriftsfeste krav/rettigheter vedr. dette? En stor del av målepunktene er trafokoblet (5 A målere). For å få bryter-/strupefunksjon på disse må det installeres kontaktorer med styring fra måleren. Dette blir komplekse anlegg og spesielt i anlegg med høyt forbruk vil dette kunne gi kostbare installasjoner. Er det ment at bryter-/strupefunksjon skal gjelde også disse anlegg? Målin av e en rodusert kraft Vi mener det ikke er nødvendig å stille krav om måler som håndterer innmating av kraft hos alle nettkunder. I de tilfeller (som vi tror vil være et fåtall i mange år) er det en forholdsvis enkel sak å sette inn en måler tilpasset behovet når behovet oppstår. Det ligger en risiko i å installere mer komplekse målere enn nødvendig. Risiko for utfall i stikkprøvekontroller øker med økende kompleksitet, og kan medføre utfall av store målerpartier. 4

5 Måleravlesnin er inntil AMS er å lass Vi har de siste vintrene sett kraftpriser og forbruk som har gitt høye regninger for kunder. Som en følge av dette har Gudbrandsdal Energi og flere selskaper innført månedsavregning. Dette fungerer godt når en har tilgjengelig måleravlesninger, men dersom en ikke har måleravlesinger hver måned blir fakturaene kompliserte og det skaper mye henvendelser fra kunder. Vi mener at, som en konsekvens av situasjonen i kraftmarkedet, bør det innføres krav om månedsvise måleravlesninger i påvente av at AMS er implementert hos alle nettselskap. Vennlig hilsen 5