Analyse av nettleieordningen innført 1. juli 2022 som insentiv til implisitt forbrukerfleksibilitet

Abstract

Det er vedtatt at Norge skal være klimanøytrale innen 2030, og et lavutslippssamfunn innen 2050. Det er storstilt elektrifisering i alle sektorer, og nettet nærmer seg en kapasitetsutfordring. Overgangen fra fossile energibærere og til innfasing av nye uregulerbare, væravhengige og fornybare energikilder truer den momentane balansen i nettet. Tradisjonelt har det norske kraftsystemet hatt en stor andel iboende treghet fra roterende turbiner i vannkraftproduksjonen. Med innfasingen av ny kraftproduksjon avtar den iboende tregheten, og balansen i kraftsystemet må sikres gjennom et stort og stabilt fleksibilitetsmarked for at driftssikkerheten og leveringspåliteligheten skal ivaretas.

Det svingende forbruket til husholdninger åpner opp for potensialet til implisitt fleksibilitet og mer optimal utnyttelse av strømnettet. Ved en utjevning av forbruk i husholdningssektoren vil kapasitetsutfordringen nettet står ovenfor i høylasttimer, reduseres. Potensielle utbygningsprosjekter vil kunne utsettes og følgelig spares natur og miljø for store inngrep. Drift, vedlikehold og utbygging av strømnettet betales i dag gjennom nettleie, som er en del av strømregningen til forbrukerne. 1. juli 2022 ble det innført en ny nettleieordning med mål om å minke belastningen på nettet gjennom økonomiske insentiver til lastflytting vekk fra høylasttimer og over til lavlasttimer. Det ble innført et kapasitetsledd hvor gjennomsnittet av de tre timene med høyest effektforbruk fra tre forskjellige dager angav hvilket kapasitetstrinn husholdningen tilhørte, samt et energiledd hvor prisene for forbruk per kWh var lavere på natten enn dagen.

I masteroppgaven kartlegges virkningen av den nye nettleieordningen. Det gjøres gjennom analyse av aggregert forbruksdata delt inn i fire boliggrupper; enebolig, tomannsbolig, rekkehus/kjedehus og blokk/leilighet, og en analyse av ni enkelthusholdninger fra Nordre Follo (Hus 1 - 5) og Fredrikstad (Hus 6 - 9). Det er perioden november-mars for vintersesongene 2021/2022 og 2022/2023 som er utgangspunktet for sammenligning. T-tester og prosentendringsanalyser viser til at boliggruppene har signifikant reduksjon i forbruk for vintersesongen etter innføringen av nettleieordningen for et mangfold av timene. Det er hovedsakelig en sterk trend av signifikant forbruksreduksjon på dagtid, og minimal nedgang eller sterk økning i forbruk om natten. Flere av enkelthusholdningene viser til samme trend, hvorav Wilcoxon tester bekrefter signifikant endring. Tilsvarende viser lineære modeller med blandede effekter at tidsperiode og tid på døgnet er signifikante prediksjonskoeffisienter av forbruk.

Analysen viser til en tydelig spredning i endringsmønster, hvorav husholdninger med elbil i større grad indikerer aktiv forbruksendring i takt med nettleieordningens insentiver. Til tross for at flere av enkelthusholdningene og det aggregerte datasettet viser til reduksjon i forbruk på dagtid, og minimal nedgang eller positiv økning på natten, er det antagelig ikke energileddets dag/natt takst som er årsaken. Det økonomiske insentivet til lastflytting fra energileddet er lavt sammenlignet med spotprisvariasjonen gjennom en dag. Det er ikke mulig å bekrefte kapasitetsleddets virkning gjennom det aggregerte datasettet, da det er de individuelle effekttoppene til hver husholdning som angir kapasitetstrinntilhørighet. Fordelingen av topplasttimer hos et utvalg av enkelthusholdningene indikerer at de aktivt forsøker å holde seg innenfor et kapasitetstrinn. Årsaken til forbruksendring er individuell til hver enkelthusholdning. Det er derfor vanskelig å anslå hvorvidt det er innføring av nettleieordning, betraktelig økning i spotpris, et økt mediefokus eller andre eksogene faktorer som står bak forbruksendringen som observeres i analysen.

Et mangfold av studier på priselastisitet og endringsvillighet viser til at det er potensiale i implisitt fleksibilitet for å minke belastningstoppene i nettet dersom insentivene for forbruksendring er optimale. Hensyn til fleksibilitetskapital og preferanseheterogenitet i utformingen av nettleieordninger er essensielt for utløsning av forbrukerfleksibilitet.

Norway aims to be climate-neutral by 2030, and a low-emission society by 2050. While large-scale electrification is taking place in all sectors, the grid is approaching a capacity challenge. The phasing out of fossil energy carriers and the introduction of weather-dependent, and renewable energy sources threaten the grid's momentary balance. Traditionally, Norway has had a large share of inherent inertia in the power system from rotating turbines in hydropower production. With the phasing in of new power production, this intrinsic inertia is decreasing. The balance of the power system needs to be secured through a robust flexibility market, to ensure operational reliability.

Households’ varying electricity consumption could enable implicit flexibility. Leveling out consumption in the household sector will abate the capacity challenge. Expansion projects can be postponed, which will spare nature from major interventions. Grid operations, maintenance, and development are paid through a grid tariff. A new grid tariff was introduced on July 1, 2022, with an incentive to lower the electricity demand through load-shifting. The capacity element of the grid tariff is calculated based on the average of the three peak hours from three different days per month. This determines the respective capacity level of each household. The energy element has different prices per kWh for day and night consumption, incentivizing load-shifting to nighttime.

This master's thesis investigates the effects of the new grid tariff by analyzing aggregated consumption data, and consumption data from individual houses. The analysis is based on data from two municipalities in Norway, Nordre Follo and Fredrikstad. The aggregated dataset is split into four building groups: detached houses, semi-detached houses, terraced houses/chain houses, and block/apartments. To better understand the distribution of household consumption, nine individual houses are analyzed. House 1-5 are located in Nordre Follo and House 6-9 in Fredrikstad. This study compares the winter periods March-November of 2021/2022 and 2022/2023. The t-tests and percentage change analysis show a significant reduction in consumption for multiple hours of the day for all building groups. Furthermore, the level of reduction depends on the building group. For the individual houses, the Wilcoxon tests confirm a similar trend of significant change in consumption. Correspondingly, the linear models with mixed effects for consumption show that the period and time of day are both significant prediction coefficients.

The households owning an electrical vehicle indicate a change in consumption that is in line with the incentives from the grid tariff. Several individual houses and the aggregated dataset point to consumption reduction during the daytime and minimal reduction or positive increase during the nighttime. Nevertheless, it is not confirmed that the energy element of the grid tariff is the reason for this change. The economic incentives for load-shifting from the energy element of the grid tariff are low compared to the spot price variation throughout the day. The analysis did not confirm the capacity element’s effect based on the aggregated dataset, since it is the individual peak consumption that determines the capacity level. The distribution of peak hours from a selection of individual houses indicates an active attempt to stay within a capacity level. This is particularly evident for households owning an electric vehicle. The reason for consumption change is unique for each household. It is therefore difficult to confirmed whether it is the grid tariff, the significant increase in spot prices, increased media attention, or other factors that cause the change in consumption observed in this analysis.

Several studies on price elasticity and willingness to change suggest that there is potential for implicit flexibility to lower the peak demand in the grid given optimal incentives for change. Flexibility capital and preference heterogeneity should be considered in the design of grid tariffs as they are essential for initiating consumer flexibility.