EFFEKTTARIFFER TIL BESVÆR Vil vi ha hurtigladestasjoner? Kjetil Ingeberg. September 2017

Transkript

1 EFFEKTTARIFFER TIL BESVÆR Vil vi ha hurtigladestasjoner? Kjetil Ingeberg September 2017

2 VI VIL HA FLERE ELBILER PÅ VEIEN Klare politiske målsettinger for dekarbonisering av transport Skal dette skje, må infrastruktur for hurtiglading av elbiler bygges ut. 1,2 1,0 Drivstoff kostnad pr km...og i tillegg kommer batterikostnaden «Regjeringen legger til grunn at nye personbiler og lette varebiler skal være nullutslippskjøretøy i 2025 og nye bybusser skal være nullutslippskjøretøy eller bruke biogass i Innen 2030 skal nye tyngre varebiler, 75 prosent av nye langdistansebusser og 50 prosent av nye lastebiler være nullutslippskjøretøy. Varedistribusjonen i de største bysentra være tilnærmet nullutslipp innen 2030.» kr/km inkl avgift 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 Bensinpris Strøm med energitariff Strøm med effekttariff Kilde: Pöyry. Eksempel basert på effekttariff 75 kr/kw/mnd eks avgifter og 50 kw hurtiglader med 250 timers brukstid/år

3 NÅR BRUKES HURTIGLADING? Klart ukes- og timesmønster for når ladingen er høyest Vintersesongen Sommersesongen Effekt (kwh/h) Effekt (kwh/h) Man Tir On Tor Fre Lør Søn Man Tir On Tor Fre Lør Søn Makslast i ladestasjonene er entydig på ettermiddagen rundt 17-19, mens lasten om morgenen er lav. Om sommeren lades det relativt sett mer i helgene enn om vinteren PÖYRY PRESENTATION 3

4 HVOR I NETTET KOMMER BELASTNINGEN? Lite belastning på sentral- og regionalnett. Størst utfordringer nær ladepunktet Sentralnett Regionalnett Distribusjonsnett Høyspent Lavspent MWh/h Avhenger av lokale forhold. I områder med høy kapasitetsutnyttelse kan hurtiglading utløse nye investeringer, sammen med annen generell vekst i behov Ofte forsterkningsbehov fra nettstasjon og til ladestasjon Kilde: Statnett måned Elbiler hurtiglader mest om sommeren, da er det rikelig kapasitet i nettet Lading skjer mest på ettermiddagen, kl systemets topplast er om morgenen, kl 8-9. Vanskelig å se at hurtiglading skal kreve økt kapasitet på høyt nettnivå PÖYRY PRESENTATION 4

5 FLEKSIBILITET I ELBIL-LADING? Beregning av lastkurve i stor by med 50% elbiler Ukontrollert lading, i hovedsak på ettermiddag/kveld Kontrollert lading, i hovedsak på natt Vehicle-to-grid eller vehicle-to-home: benytte batterier som lastreserve på dagtid? DEMAND SIDE FLEXIBILITY FROM A NORDIC DSO PERSPECTIVE 5 KICKOFF MEETING 6TH

6 EN GOD TARIFFMODELL... Balansering mellom tre kriterier Korrekte prissignaler: Samfunnsmessig rasjonell Kostnadsriktig: Rimelig fordeling mellom kunder Implementerbar: Administrativt håndterbar God tariffmodell PÖYRY PRESENTATION 6

7 BETALING FOR OVERLIGGENDE NETT Et eksempel fra Ladeby innbyggere biler Makslast i distribusjonsnettet 100 MW 10% elbil-andel Døgnprofil vinter som maks i sentralnettet kw PÖYRY PRESENTATION 7

8 VIRKNING PÅ BETALING FOR OVERLIGGENDE NETT? Tariffer bør reflektere faktisk kapasitetskostnad. Viktig å unngå overfakturering av hurtiglading Makslast og avregningsgrunnlag Hurtiglading utgjør om lag 550 kw i makstimen (kl 17-18) Makslast i mot overliggende nett er 100 MW i time 8-9 Hurtiglading i makstimen er 145 kw, eller ca 25% av makslast Avregningsgrunnlag for overliggende nett Stor forskjell på 550 kw og 145 kw Det er last i systemets makstime som er korrekt avregningsgrunnlag for hurtiglading Samme resonnement gjelder for belastning av distribusjonsnettet MWh/h i topplastdøgnet Last i DN Last fra hurtiglading PÖYRY PRESENTATION 8

9 KOSTNADER I DISTRIBUSJONSNETTET Kapital- og driftskostnader, anleggsbidrag Årlig kostnad 1000 mill Drift, nettap og KILE 58 % Kapitalkostnad DN 42 % 0 Sentralnett Regionalnett Distribusjonsnett Annet 3 % Med fullt anleggsbidrag betaler hurtigladestasjonen direkte for ca 2/3 av investeringsbehovet i nettet Investeringsbehov i høyspentnettet avhenger av eksisterende kapasitet, kan være null, lavt eller mye.. Høyspent 38 % Andel anleggsbidrag Lavspent 32 % Nettstasjon 27 % PÖYRY PRESENTATION 9

10 RIMELIG AVREGNINGSGRUNNLAG? Hvor mye betaler man egentlig gjennom anleggsbidraget? Hva er marginal effektkostnad i høyspent distribusjonsnett? Estimater basert på gjennomsnittstall for alle distribusjonsnett Kunder som har betalt anleggsbidrag Basert på bokført verdi om lag 125 kr/kw pr år (relevant for basis sats) Basert på estimert nyverdi kr/kw pr år (relevant for overforbruk) Kunder som har betalt (fullt) anleggsbidrag, bør ikke ha høyere effektledd enn dette Kunder som ikke har (eller skal) betale anleggsbidrag Kostnad for effekt for eksisterende anlegg (bokført verdi) er i størrelsesorden 300 kr/kw pr år. Marginalkostnad for ny effekt er i størrelsesorden 700 kr/kw pr år Drift, nettap og KILE 58 % Høyspent 38 % Andel anleggsbidrag Kapitalkostnad DN 42 % Annet 3 % Samlet kostnadsgrunnlag er ca 14 mrd kr pr år Maksimal last i D-nett er om lag 22 GW Lavspent 32 % Nettstasjon 27 % PÖYRY PRESENTATION 10

11 KONKLUSJON Ladestasjoner skal betale sin andel av nettkostnadene, men må gis levedyktige vilkår Hurtiglading har topplast utenfor systemets topplast Det lades mer om sommeren og i påsken enn midt på vinteren Det lades mest på ettermiddagen og lite i morgentimene Hurtiglading utnytter eksisterende kapasitet på høyere nettnivå, og bidrar ikke til økt tariff fra overliggende nett På distribusjonsnettnivå kan topplast være annerledes Tariffer må reflektere faktisk kapasitetskostnad i størst mulig grad Avregningsgrunnlaget bør gjøres dynamisk, i det minste reflektere hvilken belastning hurtiglading gir til økt kapasitetsbehov i nettet og ikke bare målt effektuttak uavhengig av tid Dette gjelder både for tariffer i distribusjonsnettet og for andel av kostnader i overliggende nett Hurtiglading betaler anleggsbidrag for lavspentnettet Om lag 60% av kapasitetskostnaden i distribusjonsnettet er dermed allerede betalt direkte Tariffen inneholder kostnader for store deler av lavspentnettet for andre kunder Det er rimelig at hurtiglading betaler for økt kapasitetsbehov i høyspentnettet, men ikke at en betaler for kapasitet i andres lavspentnett PÖYRY PRESENTATION 11

12 Consulting. Engineering. Projects. Operations.