Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus

Rapport 2017/30

Haakon Vennemo, Christian Grorud, John Magne Skjelvik og Anne Maren Erlandsen

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus

Kategori	Rapporter
Underkategori(er)	Samfunnsøkonomisk analyse Kraft og energi Lokal- og regional utvikling
År	2017
Rapportnummer	30
Forfatter(e)	Haakon Vennemo Christian Grorud John Magne Skjelvik Anne Maren Erlandsen
Last ned	file_download (2.7 MB)
Les i nettleser	find_in_page

RAPPORT	 	
2017/30

Alternativer til 	nettinvestering	:
Eksempler fra	 Oslo og Akershus
Haakon Vennemo, Christian Grorud, John Magne Skjelvik og Anne Maren Erlandsen
VISTA ANALYSE AS

FOU	-prosjekt for Statnett og Enova

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus

Dokumentdetaljer
Vista Analyse AS	 	Rapport nummer 	2017/30
Rapporttittel 	 	Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og
Akershus
ISBN	 	978	-82	-8126	-345	-1
Forfatter	 	Haakon Vennemo, 	Christian Grorud, John Magne
Skjelvik og Anne Maren Erlandsen
Dato for ferdigstilling 	 	11.01.2018
Prosjektleder	 	Haakon Vennemo
Kvalitetssikrer	 	Ingeborg Rasmussen
Oppdragsgiver	 	FOU	-pro	sjekt 	for Statnett og Enova
Tilgjengelighet	 	Offentlig
Publisert 	 	www.vista	-analyse.no
Nøkkelord	 	Kraft, nett, effekt, Oslo, Akershus

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	1
Forord
FoU	-rapporten Alternativer til nettinvestering	: Eksempler fra	 Oslo og Akershus	 er den
første rapporten fra	 forskningsprosjektet Alternativer til nett, som Vista Analyse utfører i
samarbeid med AsplanViak, på vegne av Statnett og Enova. 	I AsplanViak har særlig
Lars Bugge og Fritjof Salvesen gitt viktige bidrag, 	blant annet 	om	 tiltak, og har også lest
gjennom og kommentert rapporten til slutt. 	En referansegruppe bestående av
professorene Kjetil Uhlen, Tor Anders Nygaard og Steinar Strøm har gitt verdifulle
innspill	 underveis	. Oscar Haavardsholm har bidratt betydel	ig til rapportens diskusjon av
elbiltiltaket og med annen assistanse. Arbeidet følges av en styringsgruppe ledet av Ola
Hagen Øyan og med 	Thomas Berg, Jan Bråten, Gunnel Fottland, 	Carl	-Petter Haugland,
Rolf Korneliussen	 og Øyvind Leistad	 som medlemmer. Vi 	har hatt mye kontakt med
styringsgruppa og særlig med Ola Hagen Øyan, noe vi takker for. Ola Hagen Øyan har
også skrevet et notat som mye av den samfunnsøkonomiske analysen hviler på.
Rapporten 	– og prosjektet 	– gjennomføres uten bindinger av noen art. 	Ve	rken
referansegruppe	 eller	 styringsgruppe 	er ansvarlig for feil og mangler i rapporten.
Denne endelige rapporten erstatter en versjon av 20. oktober	 og en versjon av 2.
november	.

Haakon Vennemo
Prosjektleder
Vista Analyse AS

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	3
Innhold
Forord	 ................................	................................	................................	.........................	 1
Sammendrag og konklusjoner	 ................................	................................	..................	 7
1. 	Innledning	 ................................	................................	................................	...........	15
2. 	Energi	- og effektbehov i Oslo og Akershus mot 2050	................................	......	17
2.1	 	Historisk utvikling	 ................................	................................	........................	17
2.2	 	Prognoseforutsetninger	 ................................	................................	...............	18
2.3	 	Resultater, energibehov	 ................................	................................	..............	20
2.4	 	Resultater, effektbehov	 ................................	................................	...............	21
2.5	 	Varmebehov og effektbalanse i bygningsmassen i kalde vinterperioder.	 .....	22
2.6	 	Nærmere om referansebanen og våre beregninger	 ................................	....	29
2.7	 	Videre arbeid	 ................................	................................	..............................	29
3. 	Mulighetsstudie av potensielle tiltak	 ................................	................................	.30
3.1	 	Metodikk og kriterier for valg av tiltak for videre analyse	 .............................	30
3.2	 	Lastreduksjon	 ................................	................................	.............................	31
3.3	 	Energiomlegging og 	-effektivisering	 ................................	............................	33
3.4	 	Lastflytting	 ................................	................................	................................	..37
3.5	 	Konklusjon 	- prioriteringer	 ................................	................................	...........	41
3.6	 	Videre arbeid	 ................................	................................	..............................	43
4. 	Nærmere analyse av prioriterte tiltak	 ................................	................................	44
4.1	 	Reduserte luftmengder i yrkesbygg	 ................................	.............................	44
4.2	 	Reserve	-/nødstrømsaggregater som produksjonsreserve	 ...........................	49
4.3	 	Brenselsfyrte kjeler som spisslastreserve og backup.	 ................................	.52
4.4	 	Ene	rgiomlegging basert på varmepumper og omgivelsesvarme, og med
selvstendig effektdekning	................................	................................	......................	54
4.5	 	Lastflytting	 ................................	................................	................................	..57
4.6	 	Lastflytting med varmtvannsberedere	 ................................	.........................	59
4.7	 	Lastflytting 	- lading av elbiler	 ................................	................................	.......	61
4.8	 	Lastflytting med bygninger som varmelager og fleksibilitetsressurs	 ............	64
5. 	Samfunnsøkonomisk analyse	................................	................................	............	69
6. 	Virkemidler for å realisere alternativer til nettinvesteringer	 ............................	77

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
4 	 	Vista Analyse
6.1	 	Virkemidler skal bygge ned barrierer for eller gi insentiver til å få utløst tiltak
og sikre momentan tilpasning på kort sikt	 ................................	............................	 77
6.2 	En rekke markeder og virkemidler finnes allerede	 ................................	......	 78
6.3	 	NVEs forslag til ny tariffstruktur kan gi mer prising av effekt	 .......................	 80
6.4	 	Faller avtaler om utkoblbart forbruk bort?	 ................................	...................	 81
6.5	 	Betydelige barrierer for tilpassing av effektuttaket hos mindre kunder som i
dag ikke følger sitt forbruk løpende	 ................................	................................	......	 82
6.6	 	Mer om sanntids prising og 	-måling	 ................................	............................	 83
6.7	 	Aggregatortjenester	 ................................	................................	....................	 83
6.8	 	IKT og utstyr for automatisk tilpasning	 ................................	........................	 85
6.9	 	Avregningsperioden	 ................................	................................	...................	 85
6.10	 Størrelsen på minimumsbudet	 ................................	................................	....	 86
6.11	 Virkemidler for å realisere prioriterte tiltak	 ................................	..................	 86
6.12	 Veien videre	 ................................	................................	...............................	 92
Referanser	 ................................	................................	................................	................	 95

Tabeller:
Tabell S.1	 	Tiltakene som er analysert, deres potensial og kostnader	 .........................	 9
Tabell 2.1 Statnetts forutsetninger om energibruk til varmeformål	 .............................	 24
Tabell 2.2	 	Beregnet 	effektbehov til oppvarmingsformål i Oslo og Akershus	 .............	 25
Tabell 2.3 Varmetapene i Oslo og Akershus’ bygningsmasse ved 	-18 ºC ute og +17 ºC
inne	 ................................	................................	................................	............................	 26
Tabell 2.4 Anslåtte effektbidrag til varmebalansen i bygninger i Oslo og Akershus ved
minus 18 ºC	 ................................	................................	................................	................	 27
Tabell 2.5	 	Varmebalanse for bygningsmassen i Oslo og Akershus ved 	-18 grader C.
 	27
Tabell 2.6	 	Innfyrt kjeleeffekt i boliger og næringsbygg i Osl	o og Akershus	 ...............	 28
Tabell 3.1 Sentrale forutsetninger, vurderinger og resultater i mulighetsstudien	 ........	 42
Tabell 4.1	 	Ventilasjonstap i 60 mill. m	2 boligmasse ved minus 18 ºC ute og pluss 17 ºC
inne , MW	 	45
Tabell 4.2	 	Ventilasjonstap i 32 mill. 	m2 yrkesbygg ved minus 18 	ºC	 ute og pluss 17 ºC
inne	, MW	 	47
Tabell 4.3 Kostnadsklasser for ventilasjonstiltak	 ................................	........................	 49
Tabell 4.4 Tiltak og potensial i form av husstander, varmvannsberedere	 ...................	 60

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	5
Tabell 4.5 Investeringskostnad og potensial, varmvannsberedere	..............................	61
Tabell 4.6 Ladetid og 	-effekt ved ulik ladekapasitet i 2040	 ................................	...........	63
Tabell 5.1	 	Tiltakenes kostnader og 	potensialer i 2020	 ................................	..............	71
Tabell 5.2	 	Neddiskonterte kostnader av den beste pakken tiltak innen alternativer til
nettinvestering	 ................................	................................	................................	.............	72

Figurer:
Figur S.1	 	Innfasing og bruk av alternativer til nettinvestering	 ................................	...10
Figur 2.1 Historisk elektrisitetsforbruk i Oslo og Akershus	 ................................	...........	18
Figur 2.2	 Historisk effektforbruk i	 Oslo og Akershus	 ................................	....................	18
Figur 2.3 Framskrevet kraftbehov (energi) Oslo og Akershus (vekst i prosent fra 2015
som verdier over søylene)	 ................................	................................	...........................	21
Figur 2.4 Statnetts hovedprognose for maksimalt effektbruk Oslo og Akershus	 ..........	22
Figur 2.5	 	Varmetap fra bygninger 	- prinsippskisse	 ................................	..................	23
Figur 3.1 Kategorier av tiltak på etterspørselssida som kan benyttes for å oppnå
effektreduksjon	 ................................	................................	................................	............	31
Figur 3.2	 	Energikostnad over levetid i kr/kWh for varmeverk	 ................................	...35
Fig	ur 4.1 Akkumulert import av aggregater til Norge de siste 15 år	 .............................	52
Figur 4.2 Kartlagte løsmasser i Osloområdet	 ................................	..............................	55
Figur 4.3 Energilagring i grunnen basert på lukket system og bruk av borebrønner i fjell
med kollektorslange	 ................................	................................	................................	....	56
Figur	 4.4 Lastprofilen for syv kalde dager i januar 2016	 ................................	..............	58
Figur 4.5	 	Varmebehov og effektiv varmekapasitet	 ................................	..................	67
Figur 5.1	 	Effektforbruk som funksjon av tid. Maksimalt forbruk lik 100 prosent.	 .......	69
Figur 5.2	 	Antatt utvikling i tiltakenes pot	ensialer over tid i forhold til referansebanen
 	70
Figur 5.3	 	Innfasing og bruk av alternativer til nettinvestering	 ................................	...73
Figur 5.4	 	Energivolum knyttet til de ulike tiltakene	 ................................	...................	74

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	7
Sammendrag og konklusjoner
Oslo og Akershus	 har	 gode forutsetninger for å gjennomføre tiltak som utsette	r behovet
for økt kapasitet i sentralnettet. 	Vi har undersøkt syv	 alternativer	. Datagrunnlag	et for å
vurdere tiltakene er 	mangelfullt, og både kostnader og potensialer er derfor	 usikre. På
tross av dette synes det rimelig å 	konkludere	 at tiltakene 	har lovende potensial og lave
kostnader	. Fremover trengs det bedre data og kalkyler for å bekrefte verdien av tiltakene
vi har undersøkt. Det trengs også effektive virkemidler som kan s	tøtte opp om tiltakene.
Strømforbruket på det kaldeste er veldig mye høyere enn ellers
I rapporten Fremtidens nett i 	Stor	-Oslo	 skriver Statnett (	udatert	) at:
«det er den ene timen i året hvor forbruket er aller høyest som avgjør hvordan nettet må
dimensj	oneres. Det er en iskald vintermorgen når panelovnene står på fullt, kaffetrakteren
er på, alle lamper er tent og enda en i familien skal dusje at hovedstrømnettet i Oslo
opplever maksi	mal belastning.» (Statnett, udatert	: 21).
Hvis man sorterer timeforbruket gjennom året fra det høyeste til det laveste, ser man at
forbruket 	har en spiker de aller kaldeste timene	. 	Statnetts varighetskurver for
effektforbruk i 	Oslo og Akershus	 viser at ti prosent av nettkapasiteten er i bruk mindr	e
enn en halv prosent av tiden. Mange ser det urasjonelle i å bygge ut nettkapasitet for å
dekke korte perioder 	i året	, mens det i resten av 	tiden 	er mer enn nok kapasitet i nettet.
Alternativer til nett 	kan 	kutte forbrukstoppen
I dette 	forsknings	prosjekte	t undersøker vi hvilke alternativer til nettinvestering som kan
være aktuelle for 	Oslo og Akershus	. Vi diskuterer tiltak som kan redusere strømforbruket
når det er som kaldest. For eksempel er det ikke ønskelig å sette elbilen til lading akkurat
den iskald	e morgenen som er beskrevet 	ovenfor	. Med planlegging og gode insentiver
kan bilen lades natten før. Et annet tiltak gjelder panelovnene i sitatet: Dersom
temperaturen innendørs ikke senkes om natten 	– og kanskje til og med heves 	– vil det
avlaste nettet fo	r en betydelig del av effektbehovet neste morgen. Dersom
varmtvannsberedere tilføres elektrisk effekt 	når nettet har god kapasitet, vil det også
hjelpe.
Strømforbruket den kaldeste dagen drives av varmetap
Vi bruker elektrisitet til mange formål, men det 	som skiller forbruket de aller kaldeste
timene	 fra alle andre timer, er at det lekker ut mye mer varme fra bygningskroppene. 	Vi
må	 fyre mer for å holde varmen. Denne enkle erkjennelsen er nøkkelen til å analysere
mange 	alternativer til nettinvesteringer. D	en kaldeste timen har vi først og fremst et
varmebehov. Varmebehovet kan dekkes ved elektrisitet fra nettet, eller ved hjelp av
andre energikilder. 	Mange al	ternativer til nett dreier seg om å 	redusere 	varmebehovet
fra elektrisitet 	den kaldeste 	tiden. 	Samti	dig bør man 	begrense 	ikke	-varmerelatert forbruk
og for eksempel unngå å lade elbiler 	den 	kalde	ste tiden	 når det ikke er helt nødvendig.
Det er verdt å 	nevne	 at i regioner der nettknapphet skyldes behov for å få ut kraft fra
variable kraftkilder som vind, vil alternativer til nett måtte analyseres på en annen måte
og det vil være andre tiltak som er aktuelle. I 	Oslo og Akershus	 er det forbruk de kaldeste
perio	dene	 som er problemet.	 Selv om vi bruker tall fra Oslo og Akershus, kan tiltakene
være relevante for andre byer og tettbygde områder.

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
8 	 	Vista Analyse
Vi ser på syv tiltak
Mange tiltak er aktuell	e som alternativer til nett. I utredningen har vi siktet mulige tiltak
bas	ert på en såkalt mulighetsstudie, men vårt arbeid er et første skritt i det som helt
sikkert blir en lengre prosess. Enkelte av tiltakene vi ikke ser på her, kan vise seg å 	være
meget verdifulle. A	lt i alt ser vi på syv tiltak som kan utgjøre alternativer til nettinvestering.
Også her 	må v	åre beregninger 	ses som et 	første skritt.	 Det 	vil trengs utredninger som
kan bekrefte verdien av tiltakene som er undersøkt og virkemidler som støtter opp om
dem.
Ventilasjon i yrkesbygg	 handler om at man de kaldeste dagene og timene midlertidig
reduserer luftmengden som sirkulerer i byggene. Vi vurderer at kostnaden ved dette
tiltaket vil variere mellom bygg, og har satt opp to kostnadsklasser. 	Når tiltaket
gjennom	føres i en kortere periode vurderes m	arginalkostnaden 	å være negativ fordi
tiltaket sparer strøm	 uten å redusere luftkvalitet merkbart	.
Styrt oppvarming av varmtvannsberedere	 er aktuelt i mange typer bygg, og vil innebære
at 	elektrisitetsforbruk	 flyttes	 fra dag til natt. Varmelagringsevnen i berederne gjør dette
mulig uten at det krever endrede forbruksvaner. Marginalkostnaden vurderes å være
svakt negativ fordi strømmen er billigere om natten	 og tiden for varmelagring kan bli
kortere. 	Fremtidens beredere 	kan med enkle midler utformes og utstyres slik at de egner
seg bedre til 	styrt oppvarming	 enn typiske beredere i dag.
Forbruksfleksibilitet i husholdninger	 dreier seg i hovedsak om å flytte lademønsteret for
elbiler så færre lader samtidig om morgenen ell	er ettermiddagen 	– i hvert fall ikke den
kaldeste dagen. 	Forbrukere som risikerer at bilen ikke er fulladet når de trenger den
dersom de lader om natten, vil fortsatt lade om ettermiddagen. 	Også her kan det være
noe å spare i form av lavere strømpris	 om na	tten.
Lastflytting i yrkesbygg	 handler om i større grad å holde yrkesbyggene oppvarmet
gjennom natten, altså det motsatte av nattsenking, slik at man slippe å varme dem opp
når kontortiden begynner. Tiltaket har positiv marginalkostnad fordi energitapet 	vil øke
Bruk av brenselsfyrte reservekjeler	 handler om å beholde reservekjeler i 	Oslo og
Akershus	 når forbud mot bruk av mineralolje til oppvarming trer i kraft. Noen kan allerede
være konvertert til pellets eller bioolje, andre må bygges om, som gir en
investeringskostnad. Marginalkostnaden	 skyldes at spesielt bioolje 	er dyrere enn strøm.
Bruk av nød	- og reserveaggregater	 knytter seg til at en lang rekke institusjoner og
virksomheter i 	Oslo og Akershus	 har aggregater til bruk ved strømbrudd.

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	9
Tabell S.	1 	Tiltakene som er analysert, deres 	potensial	 og kostnader
Beskrivelse	 	Ressurser
per 2020
(MW)
Kategori	 	Inv.kost.
(kr/MW)
Andre
virkninger
(kr/MW/år)
Marginal	-
kost.
(kr/MWh)
Reduserte
luftmengder i
yrkesbygg (kat. 1
& 2)
260	 	Effektivisering	 	400 000	 	-16 000	 	-400
Reduserte
luftmengder i
yrkesbygg (kat. 3
& 4)
260	 	Effektivisering	 	1 800 000	 	-16 000	 	-400
Styrt oppvarming
av (større)
varmtvannsbered
ere
35	 	Flytting	 	280 000	 	0 	-20
Forbruksfleksibilit
et husholdninger
50	 	Flytting	 	2 000 000	 	0 	-20
Lastflytting i
yrkesbygg
400	 	Flytting	 	0 	0 	40
Bruke
brenselsfyrte
reservekjeler
(fjernvarme)
250	 	Omlegging	 	0 	0 	600
Bruke
brenselsfyrte
reservekjeler
600	 	Omlegging 	 	25 000	 	0 	850
Bruke nød	- og
reserveaggregater
400	 	Produksjon	 	185 000	 	0 	3 100
Kilde: Statnett på bakgrunn av analysen i kapittel 4. Beregningen av marginalkostnad forutsetter nåværende
prisforskjell på kraft natt/dag.
Tabell S.	1 angir våre anslag for 	potensial og kostnader i 	år 2020. Flere av tiltakene er
antatt å ha økende 	potensial	 fram mot 2050, og/eller lavere kostnader. De	t gjelder blant
annet tiltaket F	orbruksfleksibilitet husholdninger, der elbilene ligger.
Tiltak i katego	rien flytting er begrenset av døgnforbruket: 	Den typiske lastprofilen 	er
preges av et ”dagforbruk” i 15 av døgnets timer og et n	attforbruk i de resterende 9.
Forskjellen mellom dag	- og nattforbruk er 16	-17 prosent på de kaldeste dagene, som
reflekterer at 	vi i slike perioder bruker mye strøm om natten også. Vi antar at makslastene
vil reduseres med mellom fem og åtte	 prosent ved effektiv last	-flytting.
Usikkerheten om 	potensial	et skyldes grunnleggende sett at det ikke finnes god statistikk
som formålsforde	ler varme	- og elektri	sitetsforbruket den kaldeste tid	en, og at det
samlede effektbehovet til oppvarming av bygningsmassen er lite kjent. Vi har i dette
prosjektet måttet lage vår egen varmebalanse (termisk effektbalanse) for 	Oslo og
Akershus	 ut fra de data	ene som finnes. Av denne kan vi slutte at oljens effektbidrag 	per
i dag, 	er svært usikker	 og kan være undervurdert	. I tillegg må vi 	fremskrive beholdningen
av den underliggende energiteknologien, som må antas å øke i tilfellet elbil, og som
kanskje vil fas	es ut i tilfellet reservekjeler.

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
10	 	 	Vista Analyse
I videre arbeid er det nødvendig å kvalitetssikre våre forutsetninger. Herunder må det
skaffes til veie betydelig større kunnskap om bygningenes varmetap og tilhørende
effektdekning på kalde dager.
En strategi for 	alternativer til nettinvestering tar i bruk alle tiltakene
I samsvar med Statnett (201	5) og tilsvarende dokumenter har vi lagt til grunn at
nettkapasitet inn til 	Oslo og Akershus	 er ca 5000 MW. Ifølge Statnetts nyeste
forbruksprognose vil regionen etterspø	rre i 	underkant	 av 5000 MW den kaldeste 	tiden
(maksimalt effektforbruk) i 2030, og 5500 MW i 2050. Vi spør i utredningen hvordan
samfunnet bør ta i bruk de ulike alternativene til nettinvestering for om mulig unngå
nettinvestering inntil 2050. Siden det er	 faste og variable kostnader forbundet med
mange av tiltakene, er det ikke åpenbart om en skal satse smalt på noen få tiltak eller
bredt på flere. I praksis viser det seg rasjonelt å ta i bruk alle tiltakene, jf 	Figur S.	1.
Figur S.	1 	Innfasing og bruk av alternativer til nettinvestering

Kilde: Statnett/Vista Analyse
Figuren viser at nød	- 	og reserveaggregater, lastflytting i yrkesbygg og
forbrukerfleksibilitet i husholdningene (elbillading) er de største målt i effekt mot slutten
av perioden. Brenselsfyrte reservekjeler er viktig tidlig i perioden, men fases ut etter hvert
som de blir utslitt	. Tiltakene må settes inn før forbruket når 5000	 MW på grunn av
begrensninger når det gjelder hvor mye vi kan flytte mellom dag og natt, begrensninger
i brukstiden til tiltakene, osv.
For å beregne den rasjonelle sammensetningen av tiltak har vi benyttet en
optimeringsmodell for alternativer til nett so	m er under utvikling i Statnett. Modellen tar
utgangspunkt i et krav, her 5000 MW, som forbruket må holde seg under ved hjelp av
alternativer til nett. Basert på tiltakenes 	potensial	, investeringskostnad og marginale

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	11
driftskostnad regner modellen ut den ko	stnadsminimerende sammensetningen av tiltak
og innfasingen av tiltak. Modellen tar også hensyn til fysiske og teknologiske
begrensninger og utviklingen i tiltakenes 	potensial	 og kostnader.
Samlet kostnad for tiltakene er 	anslått til 	220 millioner kroner i 	nåverdi. 	Dette er ikke et
eksakt tall, men et tidlig anslag basert på nåværende kunnskap. Likevel er tallet
informativt. 	Hva kan dette tallet sammenliknes med? Det naturlige er å sammenlikne
med kostnaden ved å investere for å øke nettkapasiteten i 	Oslo og	 Akershus	 (i
sentralnett og underliggende nett)	, for så å beregne gevinsten av å utsette 	disse
investeringene 	med anslagsvis 20 år. Vi har ikke hatt anledning til å gjøre denne øvelsen,
men den bør gjennomføres. 	For øvrig kan alternativer til nett gi tjene	ster også på andre
måter. Flere utkoblingsmuligheter kan for eksempel øke forsyningssikkerheten i
feilsituasjoner.
Dette leder til spørsmålet om hvordan vi kan realisere alternativer til nett	. H	vilke
virkemidler	 finnes?
Fleksible priser, automatiser utst	yr og aggregatortjenester	 er nøkle	r for å få
gjennomført alternativer til nett
Vår gjennomgang	 av nødvendig	e virkemid	ler	 for å få realisert de aktuelle tiltakene viser
at en vil komme et stykke på vei ved hjelp av pris	mekanismer	 og automatisert utstyr for
desentralisert lastflytting og lastreduksjon.	 Effekten på forbruket vil være å dempe den
trendmessige veksten, og flate ut forbruksprofilen slik at den blir jevnere gjennom
døgnet. Per i dag er det vanskelig å si hvor langt man kan komme ved hjelp av prise	r og
automatisering, og det vil blant annet avhenge av styrken i prissignalene. Enovas
virkemidler kan ses som en del av prissignalene.
I tillegg	 til priser og automatisering 	er det etter vår vurdering nødvendig med en
fjernstyring av forbruket	 i følgend	e tilfeller:
• 	For å gi sikkerhet for nødvendig forbruksreduksjon (og tilpasset innfasing) i
akutte	 situasjoner, gjerne assosiert med den aller kaldeste dagen
• 	For å redusere forbrukernes transaksjonskostnader i alle situasjoner.
Slik vi bruker begrepet her, 	er en aggregator en aktør	 som etter avtale og mot
kompensasjon fjernstyrer forbruket eller deler av forbruket til små forbrukere deler av
tida. Spesielt ligger det i avtalen at aggregatoren har myndighet til å koble ut forbruk i
knapphetssituasjoner (og ko	ble på senere). Aggregatoren kan enten tilby det utkoblbare
forbruket i reservemarkedene, eller rett og slett koble det ut når den flytende
sluttbrukerprisen er høy. Aggregatoren kan være en aktør som springer ut av
nettselskap, eller kraftprodusent, eller	 en tredjepart.
Aggregatortjenester for å redusere forbrukernes transaksjonskostnader vil vokse frem i
seg selv i 	ulike deler av 	markedet 	(sluttbruker/day ahead og regulerkraft) 	dersom det er
til tilstrekkelig fordel for alle parter. Denne fordelen er øke	nde i prisdifferansen mellom
knappe og ikke	-knappe effektsituasjoner, og den er økende i teknologitilgjengelighet.
Aggregatortjenester for å sikre forbruksreduksjon i akutte situasjoner kan 	imidlertid 	kreve
aktiv tilrettelegging fra det offentliges side.
Med en aggregatortjeneste er det ikke nødvendig at forbrukerne står overfor variable
effektpriser	 i markedet	. Forbrukeren kan få den priskontrakten han vil via aggregatoren	,
inkludert en kompensasjon for å stille deler av sitt forbruk (knyttet til funksjon	er som
romoppvarming, elbillading) tilgjengelig etter nærmere kriterier. Forbrukere som ikke

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
12	 	 	Vista Analyse
inngår kontrakt 	om styring av forbruket	, stilles overfor variable effektpriser eller en annen
kontrakt, slik det er i markedet for kraftleveranser i dag.
Gitt en 	kapasitet på 5000 MW tilsier p	rognosene at det først er fra slutten av 2020	-tallet
og utover at effektknappheten i nettet i 	Oslo og Akershus	 blir prekær. Knappheten vil
sannsynligvis først komme til syne på kalde vinterdager, og opptre gradvis hyppigere
etter hvert som effektetterspørselen vokser. Dette betyr at det ennå er noe tid før
tiltakene for alvor skal implementeres. Det tar imidlertid tid å få på plass avtaler og annet
rammeverk mellom de ulike aktørene om implementeringen, og det er derfor nødvend	ig
å komme i gang raskt med forberedelsene bl.a. for å kunne avgjøre om en kan basere
seg på de alternative tiltakene, eller om nettutbygging vil være nødvendig. For den
nærmeste tiden foreligger det følgende utfordringer til aktørene:
• 	Energimyndighetene:
o 	Få vedtatt ny tariff	-forskrift, slik at nettselskapenes rammer for effekt	-
tariffer og avtaler om utkobling av forbruk blir klare. Dette er viktig bl.a.
for om Hafslund Nett kan opprettholde sine avtaler om utkobling.
o 	Få en avklaring på 	hvem som	 kan påta	 seg en aggregatorrolle	 (f.eks.
om nettselskapene kan gjøre det)	, og hvilke krav som vil bli stilt til den
som skal inneha rollen.
o 	Hva kan gjøres for å sikre at reservekapasiteten i eksisterende
oljekjeler ikke faller bort fram mot 2020?
• 	Statnett:
o 	Få i 	gang innledende samtaler med Hafslund Nett (og evt. andre
regionale nettselskaper) om deres rolle i å gjennomføre alternative
tiltak til nettutbygging
o 	Sørge for avklaring av Statnetts rolle og ansvar, herunder ansvaret for
bruk av nødvendige virkemidler fo	r å få realisert tiltak som er
alternative til nettutbygging. Er det f.eks. behov for endrede fullmakter
til å påvirke de regionale nettselskapene?
o 	Avklare aktuelle sektormyndigheters (Arbeidstilsynet, Dibk, DSB osv.)
syn på de foreslåtte tiltakene
o 	Vurder	e tiltakene nærmere mht. kostnadseffektivitet, mulighet for
gjennomføring osv.
• 	Enova:
o 	Avklare på en konkret og sikker måte kostnader og potensialer ved
tiltakene nevnt her, og på dette grunnlag utforme målrettede og gjerne
tidsbegrensede støtteordninger.
Retningslinjer for a	ggregatorfunksjonen må også etter hvert på plass. Dersom Hafslund
Nett skal stå for dette selv 	i Oslo og Akershus	 eller gjennom et datterselskap	 og vi tenker
på akuttsituasjonen der en behøver garanti for kontroll på forbruket,	 kan man 	ta
utgangspunkt i de avtalene man har inngått om utkobling av forbruk, og videreutvikle
dette med avtaler på nye områder. Dersom 	kraftleverandørene eller 	en uavhengig, privat
aktør skal stå for aggregatorfunksjonen	, må man sørge for å få på plass avtaler m	ed e	tt
eller flere selskaper om styring av forbruk i perioder med 	akutt 	knapphet på nettkapasitet.
Slike avtaler vil være basis for aggregatorens avtaler med enkeltforbrukerne.
Lastprofilen for 	Oslo og Akershus	 per i dag viser 	altså 	at etterspørselen har	 en spiker de
aller kaldeste dagene/periodene. 	Dersom 	aggregatorfunksjonen	 bare tre	r i kraft i
perioder med 	den høyeste 	knapphet	en	 i nettet vil den 	i utgangspunktet 	være lite
interessant for private aktøre	r: For å øke interessen må 	nettselskapene regne med	 å
betale for oppbygging av en portefølje med avtaler mellom aggregatoren og forbrukerne
som vil bli sjelden benyttet. Dette kan imidlertid være rimeligere enn ytterligere
nettutbygging. 	Utenom spikeren den aller kaldeste tiden vil det også være forskjell 	på

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	13
døgnprisene. 	Hvis prisforskjellene over døgnet blir store nok vil det åpne seg
interessante muligheter for private aktører for å drive en form for arbitrasjevirksomhet
gjennom å flytte forbruk fra perioder med høye priser til perioder der prisene er lav	e, for
slik å redusere transaksjonskostnader. Det er etter vår vurdering sannsynlig at ulike
selskaper etter hvert vil etablere slik virksomhet på egen hånd. Det kan da være relativt
rimelig for nettselskapene å kunne inngå avtaler med allerede etablerte a	ggregatorer om
utkobling/flytting av forbruk i perioder med 	særskilt 	høy 	knapphet i nettet	.

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	15
1.	 Innledning
FoU	-rapporten 	Alternativer til nettinvestering i 	Oslo og	 Akershus	 er en del av
forskningsprosjektet Alternativer til nett, som Vista Analyse og AsplanViak utfører for
Statnett og Enova. Formålet med Alternativer til nett er å bidra til samfunnsøkonomisk
effektiv utvikling av kraft	- og energisystemet ved å bring	e fram:
• 	Kunnskap om alternative løsninger til nettutbygging og metoder for å analysere,
utvikle og dokumentere disse
• 	Metoder og verktøy for å vurdere alternativer og strategier for realisering av
løsninger
Delmål for prosjektet er å gi en god generell fors	tåelse av aktuelle teknologier, en god
oversikt over tiltak som kan være aktuelle, og god forståelse av hvilke virkemidler som
kan realisere de aktuelle tiltakene.
For å illustrere utfordringer og muligheter ved alternativer til nett, har vi i samråd med
oppdragsgiverne vurdert 	Oslo og Akershus	 spesielt	. 	I 	Oslo og Akershus	 er
problemstillingen at forbruket er ujevnt fordelt over dagen, uken og året. Det maksimale
forbruket en kald vinterdag av den typen som inntreffer hvert tiende år eller så, ligger
langt 	over det gjennomsnittlige forbruke	t. For å sikre strømforsyningen, bygges det
vanligvis nett for å kunne ta unna forbruket den aller kaldeste dagen selv om en ledning
skulle falle ut (N	-1 sikkerhet). 	Spørsmålet er om det finnes alternativer til nettinveste	ring
som kan avlaste nettet den kaldeste dagen gjennom å flate ut, og gjerne senke forbruket.
For å avklare behovet for investeringer i alternativer til nett (eller i nett) diskuterer vi i
kapittel 	2 utviklingen i etterspørselen etter kraft, spesielt i topptimen, som kalles topplast.
Denne toppetterspørselen kalles også effektetterspørsel	, og forbruket kalles
effektforbruket	. Det etterfølgende kapittel 	3 er vår mulighetsstudie eller mulighets	kapittel,
som drøfter ulike måter å møte behovet på. Kapittelet konkluderer med syv tiltak vi ser
nærmere på i den v	idere analysen. Kapittel 	4 gjennomfører den nærmere analysen av
de syv tiltakene og vurderer deres potensial	 og 	kostnader	. I kapittel 	5 setter vi tiltakene
sammen ved hjelp en modell for kostnadseffektivitet. Vi diskuterer hvilke tiltak som bør
komme først, sist og hvordan tiltakene kan pakkes sammen for å oppnå en
kostnadsef	fektiv totalløsning. 	I kapittel 	6 diskuterer vi virkemidler for å realisere
alternativer til nettinvesteringer.
Dette er et forskningsprosjekt, og hvert kapittel og til dels delkapittel avsluttes med et
avsnitt om behov for videre arbeid.

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	17
2.	 Energi	- og effektbehov i 	Oslo og Akershus	 mot
2050
I dette kapittelet beskriver vi energi	- og effekt	behovet i 	Oslo og Akershus	 mot 2050 slik
det fortoner seg i referansebanen, dvs	. før alternativer til nett er implementert. Det gjør
vi dels for å forstå hvilket gap som må dekkes ved alternativer til nett eller 	ved
nettinvestering	, og dels for å 	forstå hvilket 	potensial	 som kan ligge i ulike
tiltaksalternativer.
Referansebanen forutsetter	 en videreføring av dagens politikk og praksis, og 	har likevel
innebygget forutsetninger som berører alternativer til nett. For eksempel ligger det i
referanseba	nen forutsetninger om elbilparken og samtidig elbillading. Når en skal
studere effekten av tiltak som reduserer samtidigheten i elbillading, må en ta
utgangspunkt i hvor stor grad av samtidighet som er forutsatt i referansebanen. Det er
differansen mellom 	samtidigheten i tiltaket og samtidigheten i referansebanen som gir
tiltakets 	potensial	. Derfor går vi i kapitlet i nødvendig grad inn i forutsetningene i
referansebanen.
Referansebanen er utarbeidet av	 Statnett i samarbeid med Optimeering (se Statnett
2017	b). Statnett har benyttet	 prognoseverktøyet LeoParD, som Optimeering og Statnett
har utviklet 	sammen	. Dette modellverktøyet gjør det mulig å systematisk framskrive
kraftforbruket basert på antakelser om de underliggende forbruksdriverne. Det gjelder
båd	e endringer i samlet årlig kraftforbruk og hvordan kraftforbruket fordeles som
timelaster gjennom et normalår.
2.1	 Historisk utvikling
Som bakgrunn for å forstå utviklingen fremover, kan det være naturlig å starte med den
historiske utviklingen. 	Kraft	- og eff	ektbruk har vokst i både Oslo og Akershus,
hovedsakelig på grunn av befolkningsveksten	 (Figur 	2.1, Figur 	2.2). I perioden 201	0-
2015 	økte 	kraft	forbruket med 	åtte	 prosent, og effektforbruket har også økt, spesielt i
Akershus.

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
18	 	 	Vista Analyse
Figur 	2.1 Historisk elekt	risitetsforbruk i 	Oslo og Akershus

Kilde: 	Statnett (2017b)	, s. 	4, Figur 2.

Figur 	2.2 Historisk effektforbruk i Oslo og Akershus

Kilde: 	Statnett (2017b)	, s. 	5, Figur 	4.
2.2	 Prognoseforutsetninger
Statnett	 har	 i samarbeid med Optimeering	 utarbeidet energi	- og effektprognoser for 	Oslo
og Akershus	 frem til 2040, og i tillegg drøftet utviklingstrekk videre frem mot 2070.
Nedenfor følger en kortfattet gjennomgang av forutsetninger og resultater, med vekt på
forhold som har betydning for 	alter	nativer til nettinvesteringer.
En underliggende antakelse for forbruksframskrivningene er at sluttbrukerprisen for kraft
vil ligge omtrent på dagens nivå. 	Prisen på andre energibærere er ikke eksplisitt angitt.
Forutsatt dette prisnivået antas kraftforb	ruket i husholdningene å være lite prissensitivt.

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	19
Det er lagt til grunn at oljefyring fases helt ut fra og med 2020	.Tilleggslaster som følger
av dette er beregnet	 med utgangspunkt i årlig oljeforbruk og en gjennomsnittlig brukstid
på 2000 timer for oljekje	ler de siste årene. Dersom en del av oljekjelene benyttes til
spisslastformål vil brukstiden kunne være betydelig mindre 	– og kjelenes effektbidrag
tilsvarende høyere.
2.2.1	 Husholdningene
For beregning av energi	- og effektbehov i husholdningene er det etablert	 kvantitative
forutsetninger mht.:
• 	Byggkvalitet og boligmasse
o 	Byggeforskrifter (TEK)
o 	Nybyggings	-, rivings	- og rehabiliteringstakt
o 	Husholdningens størrelse og boareal
o 	Avvik mellom beregnet og faktisk energibruk
• 	Oppvarmingskilde
o 	Fjernvarme, vedfyring, 	oljefyring og tilhørende endringer i elandel
o 	Utbredelse og 	effektfaktor	 på varmepumper
o 	Varmepumpeeffekten
• 	Klimaendringer
• 	Privattransport 	– elbiler
• 	Adferdsendringer
o 	Komforttemperatur
o 	AMS og laststyring
Vi omtaler kort forutsetninger knyttet til klimaendrin	ger, privattransport og adferds	-
endringer. 	Det er ikke en del av vårt prosjekt å diskutere eller sette spørsmålstegn ved
referansebanen, men det er nyttig å kjenne forutsetningene bak den.
Klimaframskrivninge	ne	 i NOU (2010) 	er lagt til grunn for 	Statnett s	ine prognoser	. Det er
også vist i 	Statnett	s beregninger hvordan energi	- og effektbehovet vil utvikle seg dersom
de klimamessige forutsetningene 	ikke	 endrer seg.
Det forutsettes en betydelig vekst i elbil	-parken:
• 	Antall privatbiler per person holdes konsta	nt på dagens nivå
• 	Elbilandelen av den samlede personbilparken øker fra dagens 4,5 	prosent	 til 70
prosent	 i 2040.
• 	Mesteparten av andelsveksten finner sted etter 2025.
• 	Elbilenes gjennomsnittlige kjørelengde øker fra dagens 7 000 km/per år til 14 000
km/per 	år i 2040.
• 	Elbilenes spesifikke forbruk holdes konstant på 0,225 kWh/km
• 	Andel av ladebehovet som dekkes med kraft fra boligen øker fra dagens 70
prosent	 til 83 	prosent	 fra og med 2030.
AMS, endringer i forbruksadferd og fleksibilitet er drøftet som eget t	ema, og
konklusjonen er i korte trekk at:
• 	Husholdningskunder er lite prissensitive.
• 	Det meste	 av nytt framtidig kraftforbruk innenfor boligene vil være 	knyttet til
elektriske installasjoner, som er 	mindre fleksibelt enn 	oppvarming.
• 	AMS, økende elbilpark m.	m. vil likevel utløse tilpasninger, f.eks. gjennom
laststyring, som i liten grad påvirker forbrukerens komfort.

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
20	 	 	Vista Analyse
Statnett 	legger ikke til grunn noen vesentlig teknologisk endring som påvirker
døgnprofilframskrivningene utover innføringen av AMS og laststyring av kraftforbruket til
vannoppvarming og elbillading. Det forutsettes at 	prosent	 av vannoppvarming og
elbilforbruket 	vil være laststyrt i 2030, og 20 	prosent	 i 2040.
2.2.2	 Næringene
Driverne for næringenes kraftforbruk	 er i stor grad de samme som for husholdningene,
nemlig oppvarmingsbehovet til bygg og elektrifisering av transportsektoren. Forskjellen
består i de industrisp	esifikke behovene, som i mindre grad er knyttet til
bygningsvolumer/	– kvaliteter, og som ikke e	r like utetemperatur	-sensitive.
Statnett sin	 	rapport 	redegjør 	for hvordan 	byggkvalitet/bygningsmasse,
oppvarmingskilder og transportkilder 	er behandlet kvantitat	ivt	, og hvordan
klimaendringer virker inn på dette.
2.2.3	 Distribuert produksjon
Kraftproduksjon innenfor 	Oslo og Akershus	 er ikke drøftet i full bredde, men solkraft er
behandlet som eksempel. 	Statnett	 konkluderer med at økonomi vil begrense utbredelsen
av solkraft i hele perioden som analyseres, men at det likevel vil bli en vekst i installert
kapasitet.
2.2.4	 Befolkningsutvikling
Det forutsettes en befolkningsutvikling i h	enhold til SSBs hovedalternativ fo	r Oslo og
Akershus	. Det innebærer at 	befolkningen vokser med om lag 30 prosent fra 2016 til
2040. Historisk har befolkningen vokst noe mer enn dette, og særlig fra Finanskrisen i
2008 til 2016.
2.3	 Resultater, energibehov
Energiprognosen er fordelt dels på næ	ringer, dels på formål, slik det	 fremgår av 	Figur
2.3.

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	21
Figur 	2.3 Framskrevet kraft	behov 	(energi) 	Oslo og Akershus	 (vekst i 	prosent	 fra 2015 som
verdier over søylene)

Kilde: 	Statnett basert på data i Statnett (2017b)	.
Stigningen i kraftbehovet er mindre enn 	den forventede 	befolkningsveksten, noe som
medfører at kraftforbruket	 målt i energi	 per person er ventet å gå	 ned	 fra 16	 000 KWh til
12	 000 KWh innen 2040.
2.4	 Resultater, effektbehov
Statnett sin	 framskrivning av maksimalt effektbehov i 	Oslo og Akershus	 er gjengitt i 	Figur
2.4. Den viser en vekst på 750 MW til 2040 og over 1500 til 2070. 	Veksten til 2040 er i
underkant av 20 prosent, med andre ord langt høyere enn kraftforbruksveksten målt i
energi.

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
22	 	 	Vista Analyse
Figur 	2.4 Statnetts hovedprogno	se for maksimalt effektbruk 	Oslo og Akershus

Kilde: 	Statnett (2017b)	, s. 	10, Figur 	6.

2.5	 Varmebehov og effektbalanse i bygningsmassen i kalde
vinterperioder.
I Statnett sine prognoser er årsforbruket i 	Oslo og Akershus	 fordelt per time ut fra
hvordan det historiske forbruket har vært over døgnet de siste 5 årene. Det maksimale
effektbehovet i makslasttimen er ikke formålsdelt. Energibruk til varmeformål i bygninger
er basert på data fra SSB og NVE.
Vi har supplert 	Statn	ett	s framskrivning med mer detaljerte tall for å få mer kunnskap om
drivere bak den temperaturavhengige etterspørselen. I dette avsnittet analyseres og
drøftes karakteristiske trekk ved den temperaturavhengige etterspørselen etter energi til
stasjonære for	mål, med vekt på situasjoner nær makslast, dvs. i kalde vinterperioder. Vi
har brukt data for 2014 som illustrasjon. Analysene er lagt opp på følgende måte:
• 	Først beregner vi behovet for varme i makslast som funksjon av tre
underliggende drivere i form av 	tap av varme fra bygningsmassen på kalde
dager. Vi fokuserer på varme i erkjennelsen av at det er varmebehovet som driver
den særlige effekttoppen som oppstår på kalde dager.
• 	Deretter beregner vi bidraget fra elforsyning til varme i bygninger på kalde dage	r.
Den temperturavhengige etterspørselen etter effekt fra nettet ved dimensjonerende
utetemperatur er i hovedsak bestemt av varmebehovet i bygningsmassen og nyttiggjort
varme/effektbidrag fra andre energibærere/	-kilder. 	Det betyr at tiltak utenom nett 	bør
rette seg mot å redusere varmebehovet, eller øke tilførselen fra andre kilder. I neste
kapittel skal vi bruke informasjonen om varmebehov og varmetilførsel som underlag for
å peke ut kostnadseffektive tiltak utenom nett.
Vi understreker at beregningene er	 usikre.
2.5.1	 Varmetap fra bygninger	 og effektbalansen

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	23
Figur 	2.5 	Varmetap fra bygninger 	- prinsippskisse

Kilde: 	Vista Analyse
Når den innvendige temperaturen i en bygning er høyere enn omgivelsestemperaturen,
vil temperaturdifferensen være drivkraft for energitransport (”varmeoverføring”), som vi
ofte kaller for varmetap. Ved stasjonære tilstander, dvs. konstant temperaturdifferanse
og stabile betingelser forøvrig, vil den største andelen av disse tapene (effek	tene) være
proporsjonale med temperaturdifferansen, og over året vil de representere en
energimengde som må tilføres for å opprettholde ønsket innetemperatur ved ulike
temperaturforhold utendørs. De tre viktigste tapene er:
• 	Transmisjonstap. 	Varmeledningsta	p (1) som er tilnærmet proporsjonal med
temperaturdifferansen (ute vs. inne). Proporsjonalitetsfaktoren bestemmes av
bygningskroppens størrelse, geometri og isolasjonsnivå etc., som i hovedsak
bare kan endres ved ombygging. For de fleste praktiske formål k	an vi anse
transmisjonstapene som upåvirkelige på kort sikt, med mindre innetemperaturen
endres. På lengre sikt kan ulike tiltak påvirke transmisjonstapene.
• 	Ventilasjonstap. 	Luft som trekkes inn gjennom luftinntaket (3a) varmes opp før
innblåsing i rommen	e og/eller på sin vei gjennom bygningen. Før
ventilasjonsluften blåses ut over tak (3b), blir en del av den tilførte varmen
gjenvunnet der det er gjenvinnere. Energi som ikke gjenvinnes, utgjør
ventilasjonstapet, og må kontinuerlig erstattes. Effekten/varm	etapet er
proporsjonalt med luftmengden per tidsenhet.
• 	Infiltrasjons	tap	1. Varmetap som skyldes luftlekkasjer (2a, 2b) i
bygningskroppen. Dette er altså ”uønsket ventilasjon uten varmegjenvinning”.

1 Infiltrasjons	-/eksfiltrasjonstapene kan være betydelige, særlig i eldre bygg. De holdes likevel
utenfor i den videre drøftingen, ettersom det foreligger lite data om temaet og fordi tiltak vanligvis
bare er aktuelle i tilknytning til omfattende ombygging 	eller gjennomføring av bygningsmessige
enøk	-tiltak.

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
24	 	 	Vista Analyse
Omfanget av utettheter, oppdrift inne i bygningen, samt tem	peratur	- og
trykkforskjeller er de viktigste drivkreftene for disse varmetapene.
I tillegg til de tre viktigste tapene finnes det andre, f.eks. vil en del av energien som
benyttes til oppvarming av varmt tappevann gå tapt i form av gråvann/spillvann som
ledes ut av bygningen til kommunalt avløp. Det kan oppstå en rekke andre varmetap i
tilknytning til bygningsdrift og aktiviteter som foregår inne i bygninger, men de har ingen
vesentlig betydning for vårt formål.
Effektbalansen
Varmetapene som er beskrevet	 ovenfor skal til enhver tid	2 dekkes i form av tilført varme.
I de mildeste periodene i fyringssesongen vil varmetilskudd fra solinnstråling, belysning,
maskiner/PCer og personer etc. være tilstrekkelig til å dekke en betydelig andel av
varmetapene. (Om vå	ren og sommeren kan disse varmetilskuddene gi opphav til et
kjølebehov.) Betydningen av slike varmetilskudd bestemmes av bygningsutforming,
isolasjonsnivå, virksomhetstype og mange andre forhold. I særlig kalde perioder med
høyt effektbehov nyttiggjøres ti	lskuddsvarmen maksimalt, og det er også da vi kan
forvente at effektbidragene fra andre energibærere enn elektrisitet er størst. For å få
indikasjoner om størrelsen på de ulike effektbidragene beregner vi det samlede
varmebehovet (de underliggende varmetap	ene) i 	Oslo og Akershus’	 bygningsmasse ved
utetemperatur 	-18 grader C, og dette behovet balanseres så med realistiske effektbidrag.
Dette gir oss flere holdepunkter for å forstå nettets og elektrisitetens betydning for
effektdekningen, med og uten effektbi	dragene fra oljefyring.
2.5.2	 Beregnet 	varme	effektbehov som funksjon a	v brukstid og årlig energibehov
Vi beregner nå varme	behovet (behov for effekt i form av varme, men ikke til å forveksle
med kraftbehov) 	på den	 kaldeste dagen. 	Det	 beregne	s på to måter	; først	 ved hjelp av
Statnett	s data og deretter ved hjelp av egne beregninger. 	Statnett	s forutsetninger
vedrørende spesifikt energibehov i boliger og yrkesbygg er i stor grad konsistente med
både SSBs energistatistikk og NVEs rapportering av energibruk i 	bygningsmassen.
I Tabell 	2.1 nedenfor vises spesifikk energibruk til varmeformål, hentet f	ra Statnett sin
prognosemodell	.
Tabell 	2.1 Statnett	s forutsetninger om energibruk til varmeformål
Energibruk til varmeformål, kWh/	m2 *år 	Boliger	 	Yrkesbygg
Elektrisitet 	 	81	 	106
Annen e	nergi	 (brukt til varmeformål)	 	30	 	48
Sum, energi til varmeformål	 	111	 	154
Kilde: 	Statnett	 (201	7b)
Ved å kombine	re disse tallene med rimelige	 forutsetninger om 	brukstide	r (for effekt) i
ulike bygningskategorier, etableres estimater for effektbehov. 	Arealene som benyttes, er
de samme som i 	Statnetts	 modell	-beregninger:
• 	Boliger: 	 	60 milli	oner m	2

2 “Til enhver tid” er ikke helt korrekt, ettersom bygningenes varmelagringsevne gir en viss
fleksibilitet. Dette behandles utførlig i kap. 4.3.

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	25
• 	Yrkesbygg:	 	32 millioner m	2
Ved å multiplisere de spesifikke tallene i tabell 2.1 med respektive arealtall får vi følgende
årlige energibehov til varmeformål:
• 	Boliger:	 	6.660.000 MWh
• 	Yrkesbygg: 	 	4.928.000 MWh
Effektbehovet kan beregnes ved å divider	e årlig behov for tilført varme på brukstiden for
varmeinstallasjonene. 	I boligsektoren kan brukstiden for effekt i en eldre enebolig være
3.000 timer og i en nyere boligblokk 2.400 timer. Innenfor yrkesbygg er brukstiden
gjennomgående kortere, og kan i en	 barnehage være 1 700 timer og i et stort kontorbygg
1.200 timer. 	Teknisk tilstand, og a	real	- og aldersfordeling innenfor de ulike
underkategoriene i 	Oslo og Akershu	s’ bygningsmasse er ikke godt kjent, 	og	 ingen
”autoritative”	 brukstider	 kan benyttes direk	te her	. I tabell 2.2 er derfor effektbehovet til
oppvarmingsformål beregnet for et 	spenn 	– et 	utvalg	 - av rimelige brukstider for de to
hovedkategoriene, boliger og yrkesbygg.
Tabell 	2.2 	Beregnet e	ffek	tbehov	 til oppvarmingsformål 	i Oslo og Akershus
Effektbehov ved 	-18 ºC, ulike brukstider
Boliger
Forutsatt normal brukstid, timer	 	2200	 	2400	 	2600	 	2800
Resulterende effekt, MW	 	3 027	 	2 775	 	2 562	 	2 370
Yrkesbygg
Forutsatt normal brukstid, 	timer	 	1200	 	1400	 	1600	 	1800
Resulterende effekt, MW 	 	4 107	 	3 520	 	3 080	 	2 738
SUM, MW ved 	– 20 grader C	 	7 134	 	6 295	 	5 642	 	5 116
SUM, MW ved 	– 18 grader C	 	6 777	 	5 980	 	5 359	 	4 861
Kilde: Vista Analyse
Dimensjonerende utetemperatur for normal	-klimatiserte bygninger i 	Oslo og Akershus
settes vanligvis til 	–20 grader C, mens innetemperaturen’	3 forutsettes å være +20 grader
C. Brukstid (timer) er definert som årlig varmemengde (energi) dividert på
dimensjon	erende varmebehov (effekt). Tallene som er satt i kursiv i tabellen er
dimensjonerende effekt slik den vanligvis beregnes ved de respektive brukstidene. I den
nederste linjen er effektene justert slik at de samsvarer med en utetemperatur på 	– 18
grader C (	utløsende for dimensjonerende laster i nettet).
Skjønnsmessig vurderes brukstider på ca. 2 400 og ca. 1 400 timer i henholdsvis boliger
og yrkesbygg som realistiske. For at ikke effektbehovet skal overvurderes legger vi oss

3 Virkelig innetemperatur er ofte høyere enn 20 grader C. I 	typiske høylast	-perioder (dagtid på
ekstremt kalde hverdager) er det imidlertid rimelig å anta at innetemperaturen også kan være
lavere enn dette i en del av bygningsmassen, særlig i boliger.

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
26	 	 	Vista Analyse
likevel nærmere 2 600 henholds	vis 1 600 timer, og tar med oss et (avrundet)
punktestimat på 5.400 MW i vurderingene nedenfor.
2.5.3	 Kontrollberegning av transmisjons	-, ventilasjons	- og infiltrasjonstap
Beregningene ovenfor gir ingen informasjon om fordelingen av det totale effektbehovet
på	 de tre viktige tapsområdene, og de er derfor supplert med beregninger basert på
andre innfallsvinkler. Ettersom ventilasjonstapene er proporsjonale med luftmengdene
(som kan reguleres) er de av særlig interesse for vår utredning, og det er derfor
gjennom	ført separate beregninger	4 av ventilasjons	-, transmisjons	- og infiltrasjonstap,
basert på et spenn av forutsetninger for hver av de tre tapskategoriene. I beregningene
er det lagt til grunn en utetemperatur på minus 18 grader C. Innetemperaturen er
konserv	ativt antatt å være 17 grader C.
I Tabell 	2.3 nedenfor oppsummeres hovedresultatene for hele bygningsmassen i 	Oslo
og Akershus	.
Tabell 	2.3 Varmetapene i 	Oslo og Akershus’	 bygningsmasse ved 	-18 ºC ute og +17 ºC inne
 	Minimum, MW	 	Maximum, MW	 	Punktestimat
MW
Transmisjo	nstap i
yrkesbygg
480 	(15 W/	m2) 	800 	(25 W	/m2) 	500
Transmisjonstap i
boliger
1 500 	(25 W/	m2) 	2 700 	(45 W/	m2) 	2 000
Ventilasjonstap i
yrkesbygg
896 	(6 	m3/h, 60	 prosent
gjenvinning)
1 493 	(8 	m3/h, 50
prosent	 gjenvinning)
1 150
Ventilasjonstap i
boliger
560 	(1 m3/h, 20	 prosent
gjenvinning	)
1 120 	(2 	m3/h, 20
prosent	 gjenvinning	)
850
Samlet 	infiltrasjonstap	 	460 	(5 W/	m2) 	920 	(10 W/	m2) 	700
SUM, alle varmetap	 	3 896	 	7 033	 	5 200
Kilde: 	Vista Analyse
Summen i tabellens høyre kolonne	, 5 200 MW, 	kan sammenlignes med 	punktestimatet
på 	5 400 MW	 fra beregningene i	 2.5.2	. I begge tilnærmingene er det valgt forutsetninger
som kan bidra til en undervurdering av effektbehovet, og det kan ikke utelukkes at det
faktiske behovet er nærmere 6 000 MW.
2.5.4	 Effektbalanse,	 drøfting og konklusjon
Først anslår vi elektrisk effekt 	nyttiggjort som varme	 i bygninger	5, dvs. varme fra
elektriske varmeinstallasjoner og varmetilskudd	 fra diverse 	elektriske 	laster. Her
benyttes formålsdelte laster fra 	Xrgia og EC Group (2012)	 og	 rimelige antagelser om
andeler 	nyttiggjort 	som	 varme, slik det fremgår av 	Tabell 	2.4. Summen av varme
(effektbidrag) fra elektrisitet blir her 3 420 MW i en 	antatt	 ma	kslast	-situasjon	, med samlet
last i nettet	 på	 4.450 MW.

4 Det er redegjort nærmere for beregning av ventilasjonstapene i	 4.1.1 og 4.1.2.
5 Industribygninger er holdt utenfor.

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	27
Tabell 	2.4 Anslåtte effektbidrag til varmebalansen i bygninger 	i Oslo og Akershus	 ved
minus 18	 ºC
Formålsfordeling i makslast
2020 (Xrgia 2013)
MW	 	Nyttiggjort som varme
i bygg, 	prosent
Nyttiggjort som
varme i bygg, MW
Industri	 	550	 	0 	0
Vifter og pumper	 	250	 	70	 	175
Varmtvann	6 	350	 	10	 	35
Teknisk utstyr	 	300	 	70	 	210
Romoppvarming	 	2 250	 	100	 	2 250
Oppv. Ventilasjonsluft	 	400	 	100	 	400
Lys	 	350	 	100	 	350
Sum,	 elektrisitet	 	4 450
Sum, elektrisitet nyttiggjort
som varme i bygninger
 	 	3 420
Kilde: 	Xrgia og EC Group (2012)	 og 	Vista Analyse	. Data representative for 2014.
Med utgangspunkt i et varmebehov på 5 400 MW ved 	– 18 ºC 	setter vi opp 	en
effektbalanse 	(varmebalanse), vist	 i Tabell 	2.5.
Tabell 	2.5 	Varmebalanse for bygningsmassen	 i Oslo og Akershus	 ved 	-18 grader C.
 	MW
Effektbehov (sum varmetap)	 	5 400
Dekning fra:
Sum elektrisitet, nyttiggjort som varme i bygninger	 	3 420
Fjernvarme og nærvarme, fratrukket el	-andelen	7 	700
Personvarme	8 	100
Varmepumper	 i husholdninger og yrkesbygg	, fratrukket el	-andelen	9 	100
SUM	 	4 320
Differanse/Residual 	(ved, olje og gass	, lavere innetemperatur osv	.) 	1 080
Kilde: 	Vista Analyse

6 Effekten til oppvarming er høy pga samtidig innkobling av el	-kolber i mange beredere. Nyttiggjort
andel er effektmessig lav fordi tilskuddsvarmen nyttiggjøres over tid, ikke momentant.
Energimessig, 	over døgnet, vil varmeutnyttelsen være høyere, men mye går tapt som "lunkent
avløpsvann".
7 Hafslunds effektkapasitet (ex elektrisitet) antas å være 600 MW, mens de resterende 100 MW
kommer fra Akershus Energi Varme på Romerike, samt en rekke andre mindre 	fjernvarmeanlegg
i Akershus	-kommunene. Dette er usikre anslag.
8 Det er her lagt til grunn at ca 1 million personer oppholder seg innendørs i makstimen, hver med
en avgitt/nyttiggjort varmeavgivelse på 100 W.
9 Det antas en samlet varmepumpe	-effekt på 500 	- 1000 MW i Stor	-Oslo, hovedsakelig luft	-luft
med svært lav effektfaktor ved 18 kuldegrader. Netto	-bidraget på 100 MW ved 18 kuldegrader er
et usikkert anslag.

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
28	 	 	Vista Analyse
2.5.5	 Residualens betydning
Vedfyring kan være et viktig effektbidrag i helger, tidlige morgentimer og 	om
ettermiddagen og kvelden. Midt på dagen på hverdager er det av praktiske grunner lite
sannsynlig at dette bidraget 	er en hovedforklaring på den beregnede
differansen/residualen	. I husholdningene kan det imidlertid tenkes at romtemperaturen
faller i løpet 	av dagen (i arbeidstiden på hverdager), frem til beboerne er hjemme etter
endt arbeidsdag.
Oljeforbruket har gått betydelig ned de siste årene, og elektrisitet, varmepumper og
biobrensel har overtatt oljens rolle i stor grad. I en ukjent andel av de nye
varmeinstallasjonene brukes oljekjelene som spisslastdekning. Dette effektbidraget kan
være betydelig. I tabell 2.6 er det tatt utgangspunkt i SSBs fylkesfordelte utslippstall for
klimagasser fra oppvarmingsformål i boliger og tjenesteytende næringer (yrke	sbygg) i
Oslo og Akershus	, omregnet til innfyrt effekt ved ulike brukstider. Det er rimelig å anta at
en del av kjelene som fremdeles er i bruk	, blir benyttet til spisslastdekning. Når det også
tas i betraktning at brukstiden for fullast	-kjeler i yrkesbygg	 kan være mindre enn 1500
timer, er det ikke urimelig at gjennomsnittlig brukstid for anlegg som er i bruk kan være
betydelig lavere enn dette. Som det fremgår av tabellen vil innfyrt effekt ha vært nærmere
700 MW med 1000 timers gjennomsnittlig brukstid p	å kjeler som var i bruk i 2015, mens
tilsvarende tall er godt over 1.200 MW for 2013. Så sent som i 2009 vil effektbidraget ha
vært ca 1.300 MW hvis brukstiden var 1.500 timer.

Tabell 	2.6 	Innfyrt kjeleeffek	t i boliger og næringsbygg i 	Oslo og Akershus
Innfyrt kjeleffekt ved ulike brukstider, MW	 	2009	 	2011	 	2013	 	2015
2000	 timer	 	978	 	620	 	629	 	342
1500 timer	 	1 304	 	826	 	839	 	455
1000 timer	 	1 956	 	1 239	 	1 258	 	683
Kilde: Vista Analyse
Dette bør påkalle oppmerksomhet 	i en situasjon der en god forståelse av oljefyringens
faktiske effektbidrag de siste årene er en viktig forutsetning for å etablere prognoser for
etterspørselen etter effekt fra nettet i de nærmeste årene.
Begrunnelsen for å gjennomføre varmetapsberegninge	r i dette prosjektet er å anslå
størrelsen på de tre viktigste tapspostene som driver det temperaturavhengige
effektbehovet, slik at vi bedre kan målrette tiltak. Beregningene inneholder mange
usikkerheter, særlig mht innetemperatur, bygningenes isolasjons	nivå	 og tekniske anlegg
(funksjon og driftsmønster), men de gir likevel grunnlag for to viktige observasjoner:
• 	Fyringsoljens effektmessige betydning i makslast kan være betydelig større enn
tidligere antatt, og dermed kan den være undervurdert i referanseb	anen.
• 	Det stasjonære energibehovet i 	Oslo og Akershus	 domineres av bygningenes
varmetap i kalde perioder. På marginen er ”all” effektetterspørsel styrt av
varmebehovet i disse periodene.

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	29
2.6	 Nærmere om referansebanen og våre beregninger
Statnett	s prognose ta	r effektberegningen til 2040. På grunnlag av dette arbeidet og ny
informasjon har Statnett nylig utarb	eidet forbruksprognoser til 2050	. Her nås 	kapasiteten
på 5000 MW omkring år 2030, og 5600 MW i 2050. 	Kapasiteten 	i dag på cirka	 4400 MW
kan nås allerede k	ommende vinter.
Av praktiske grunner tar vi i det følgende utgangspunkt i en nettkapasitet på 5000 MW.
Med 5000 MW som utgangspunkt må alternativer til nett skaffe til veie 600 MW i perioden
fra 2030 til 2	050. Om 	nettkapasiteten hadde vært lavere	, ville ik	ke potensialet i det
enkelte tiltak vært større, men den samlede mengden MW som skal skaffes til veie ved
alternativer til nett, ville vært større.
Formålsfordelingen av kraftforbruket	 har betydning for potensialet i	 enkelttiltak. 	Vi har i
2.5	 argumentert med at det meste av det ekstra effektbehovet som oppstår på kalde
dager, skyldes oppvarmingsbehov	 i bygningsmassen. 	Dette representerer vår forklar	ing
av ett aspekt ved referansebanen, som vi	 legger til grunn når vi vurderer tiltaket 	reduserte
luftmengder i yrkesbygg	 senere i rapporten	. Vi så i samme kapittel på varmebalansen
og argumenterte med at bidraget fra blant annet oljefyr	ing	 i kalde perioder	, kan være
høyere enn tidligere antatt. Det betyr at effektforbruket knyttet til el i referansebanen vil
få et tilskudd når oljefyrforbudet inntreffer. Det har imidlertid vist seg vanskelig å få
verifisert hvor stort tilskuddet er, og vi er henvist til å s	lå fast at effektforbruket i
referansebanen av denne grunn 	kan 	være undervurdert.	 I omtalen av tiltaket
brenselsfyrte kjeler som spisslastreserve	 kommer vi tilbake til den	ne	 usikkerheten 	– og
hva den betyr for utviklingen av alternativer til nett.
Andre 	tiltak vi ser på i rapporten er 	energiomlegging til bergvarme og liknende med
selvstendig effektdekning	, nødstrømsaggregater som produksjonsreserve	, lastflytting av
elbillading	, lastflytting av romoppvarming, lastflytting med varmtvannsberedere. 	Også
her e	r det utydelig hva referansebanen har forutsatt. Det er i og for seg ikke rart at
referansebanen er utydelig på disse punktene, som fort kan bli detaljer i den store
sammenhengen. Men for våre tiltaksvurderinger er det viktig. Vi kommer senere tilbake
til 	hvordan vi har beregnet 	potensial	 i forhold til referansebanen, men i kortform har vi
altså gjort en 	grundig 	jobb på varmebehovet og 	tiltaket reduserte luftmengder i
yrkesbygg, og brukt mer sjablonmessige metoder ellers.
2.7	 Videre arbeid
Vårt arbeid med 	referansebanen har gjort det klart at den mangler, eller har ikke presisert
mange forutsetninger som er viktige for å anslå potensialet i alternativer til nett. Det
gjelder blant annet
• 	Formålsfordeling av effektforbruket i spisslast, herunder størrelsen på	 varmetap
av forskjellige slag	. Også andel til elbillading, varmtvannsberedere, bergvarme
og liknende med el i spisslast
• 	Sammenhengen mellom effektforbruk og effekttilgang, og betydningen av
oljekjeler og vedfyring for å dekke effektetterspørselen
• 	Forutset	ninger av betydning for elbil	-tiltak (antall, ladekapasitet, samtidighet i
lading mv)	 og andre tiltak.
I videre arbeid for å utvikle alternativer til nett er det viktig å få presisert de nødvendige
forutsetningene slik at det blir klart for analytiske og a	ndre formål hvilke endringer og
tiltak en ser for seg som ledd i vanlig utvikling i referansebanen, og hvilke tiltak som
krever særskilte virkemidler. Muligheter som åpner og lukker seg gjennom
referansebanens forløp er også viktig å få registrert.

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
30	 	 	Vista Analyse
3.	 Mulig	hetsstudie av potensielle tiltak
I dette kapitlet vurderer vi hvilke muligheter som finnes for å begrense
effektetterspørselen ved hjelp av alternativer til nettinvestering. Vi starter bredt ut og
søker å systematisk gjennomgå mulige tiltak for å flytte fo	rbruket (lastflytting), redusere
forbruket under toppene (lastreduksjon), og redusere det underliggende kraft	-
energi	forbruket (effektivisering og omlegging). Gjennomgangen	s formål er	 å identifisere
tiltak som er så lovende at de fortjener nærmere analyse.
3.1	 Metodikk og kriterier for valg av tiltak for videre analyse
Gjennomgangen 	av aktuelle tiltak for videre analyse er gjennomført i form av en såkalt
mulighetsstudie	.
Gjennomgangen tar utgangspunkt i resultatene fra forrige kapittel. Spesielt bygger vi på
analysen i avsnitt 	2.5	 av de underliggende driverne for temperaturavhengig effektbehov;
varmetap i bygninger.
Vi har gått bredt ut i vurderingen av mulige tiltak	 for å være sikre på at alle muligheter
blir vurdert, men ender opp med i alt 	syv	 tiltak som tas med videre.
I gjennomgangen av tiltakene har vi lagt følgende kriterier til grunn ved utvelgelsen:
• 	Tilgjengelighet innenfor 	Oslo og Akershus	: Tiltaket må v	ære mulig å
gjennomføre innenfor området, f.eks. fordi aktuelle ressurser er tilgjengelige	 når
de trengs	 i dag og i fremtiden	.
• 	Teknologimodenhet: Teknologien må kunne forventes å være tilstrekkelig
moden til at den kan tas i bruk på det tidspunktet den er 	tiltenkt en rolle.
• 	Kostnader: Kostnadene må ikke være «for høye» eller må i det minste forventes
å komme ned på et tilstrekkelig lavt nivå på det tidspunktet de aktuelle
produktene antas å bli tatt i bruk.
• 	Potensial	/brukstid: Hvor mye kan tiltaket bidra m	ed for å redusere kortsiktige
effekttopper og mer langsiktige effekttopper	 på kalde dager?
Gjennomgangen er på mange måter en form for nytte	-kostnadsvurdering, der vi på et
overordnet nivå vurderer tiltakets mulige bidrag i forhold til kostnade	r og ulike p	raktiske
forhold	.
Vi deler 	gjennomgangen	 inn i tiltak rettet mot henholdsvis lastreduksjon, last	flytting	,
energieffektivisering og 	-omlegging, og v	i tar utgangspunkt i den velkjente figuren som
brukes bl.a. av Statnett.

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	31
Figur 	3.1 Kategorier av tiltak på etterspørselssida som kan benyttes for å oppnå
effektreduksjon

Kilde:	 Statnett
3.2	 Lastreduksjon
Lastreduksjon innebærer redusert effektuttak uten at dette kompenseres med lastøkning
i en annen periode, jf den høyre delen av 	Figur 	3.1. Eksempler på tiltak er:
• 	Red	userte luftmengder i ventilasjonsanlegg på de kaldeste dagene
• 	Varmeforsyning for korte effekttopper basert på bioolje mv	.
Vi ser nærmere på disse.
Reduserte luftmengder i ventilasjonsanlegg på de kaldeste dagene
I forrige kapittel identifiserte vi vent	ilasjonstap som en viktig kilde til effektbehov i
makslast. Et aktuelt tiltak å vurdere nærmere er behovsstyrt ventilasjon eller
ventilasjonsanlegg med mulighet til å nedregulere luftmengdene. Dette er et 	tema	 Enova
allerede arbeider med, og en del av tilt	akene er lønnsomme med utgangspunkt i årlige
energibesparelser. 	Prinsipielt er tiltaket reduserte luftmengder i ventilasjonsanlegg et
eksempel på utkobling av laster med ikke	-kritiske funksjoner.
De tekniske forutsetningene for slik nedregulering er 	kun ti	l stede i et begrenset antall
anlegg i	 Oslo og Akershus	, men ombyggingstiltak som i seg selv er lønnsomme kan
legge til rette 	 for dette i flere av dem. Nye ventilasjonsanlegg utstyres oftere med både
luftmengde	-regulering og fjernstyringsfunksjoner, men v	erken det faktiske omfanget eller
endringsratene er kjent.
Det foreligger svært få autoritative anslag for ventilasjonstapenes betydning i makslast.
Det eneste vi kjenner til, er Xrgias estimat på 400 MW fra 2013 og 	våre beregninger fra
kapittel 	2 med punktestimatet 2000 MW	 jf 	Tabell 	2.3. Uansett usikkerheten i de
beregninger vi har foretatt i forr	ige kapittel, er det rimelig å anta at ventilasjonstapene er
betydelig større enn 400 MW	10. Her finnes det altså et stort fleksibilitets	potensial	 som
har fått liten oppmerksomhet tidligere, og som bør vurderes nærmere.
Oppsummert om tiltaket:

10 En delvis 	forklaring på 	at Xrgias estimat er lavt, 	kan være 	at det bygger på en forutsetning o	m
at hele bygningsmassen har egenskaper tilsvarende TEK07	-nivå. Dette medfører blant annet en
betydelig overvurdering av virkningsgraden i ventilasjonsanleggenes varmegjenvinnere.

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
32	 	 	Vista Analyse
Tilgjengelighe	t innenfor 	Oslo og Akershus	: Relativt god. I dag anslagsvis 32 millioner 	m2
yrkesbygg og 60 millioner 	m2 boliger, se forrige kapittel. I fremtiden er det sannsynlig at
både yrkesbygg og boliger vil kreve mer areal.
Teknologimodenhet: 	Meget god. Nyere, st	ørre anlegg utstyres allerede med nødvendig
utstyr, og kostnaden for nødvendig kommunikasjon er lav.
Kostnader:	 Belyses i neste kapittel.
Potensial	/brukstid:	 Tiltaket vil kunne ha effekt når det trengs mest, på de kaldeste
dagene/timene.
Andre forhold:	 Forskriftsmessige krav til luftmengder i ulike typer bygninger er ofte
tilfredsstilt med stor margin, dels fordi mange anlegg ikke er driftet optimalt, dels fordi
anleggene er dimensjonert for høyere belastning enn den normale/gjennomsnittlige. På
kalde dag	er vil infiltrasjonstapene dessuten være ekstra store i mange bygninger. Dette
er riktignok ”utilsiktet ventilasjon”, 	men det gir likevel større handlingsrom for å redusere
luftmengdene i ventilasjonsanlegg de kaldeste dagene.
Varmeforsyning for korte 	effekttopper basert på bioolje mv
Mange små og store varmeanlegg er i dag basert på elektrokjel til topplastdekning.
Utskiftingen av oljekjeler foregår i stort tempo, og offentlige myndigheter er pådrivere for
at oljefyrte kjeler skal tas ut av drift. Ytte	rligere restriksjoner på bruk av fossil olje er
varslet. Dersom det kun er korte brukstider som skal til for å unngå bruk av elektrokjeler
til topplastdekning, er det ikke opplagt at samfunnet er tjent med at fyrkjelene forsvinner
helt. I forrige kapittel 	viste vi at det i effektbalansen for 	Oslo og Akershus	 på kalde dager
inngår en restpost som 	delvis 	skyldes bruk av fyringsolje som topplast..
Fossil	-utfordringen kan møtes ved at bioolje benyttes, og kostnadene kan være
beskjedne både i investering og dri	ft. Hvis det finnes anlegg i driftsklar stand i et betydelig
større omfang enn tidligere antatt, noe våre undersøkelser som refereres i neste kapittel
ser ut til å vise, er denne spisslastdekningen desto mer aktuell. Det skyldes blant annet
at man da kan o	pprettholde større kapasitet utenfor Oslos bykjerne der 	konsekvensene
for luftkvaliteten er mindre enn den er i Oslo sentrum.
En rapport fra NVE (2015a) viser at investeringskostnadene er lave både for biooljekjeler
og for større kjeler for naturgass. Med	 korte brukstider er investeringskostnader den
mest relevante indikatoren for oss. Biogass kan forøvrig være en erstatning for
naturgass, og hydrogenerte biooljer kan	, teknisk sett,	 være et alternativ til konvensjonell
bioolje i fremtiden. 	Både biogass og 	hydrogenerte oljer vil antagelig prioriteres til andre
formål og tas ikke med videre. Spisslastdekning med 	bioolje tas med videre i
vurderingen	.
Oppsummert om tiltaket:
Tilgjengelighet innenfor 	Oslo og Akershus	: På bakgrunn av analysen i forrige kapittel 	vil
tilgjengelighet vurderes videre i neste kapittel.
Teknologimodenhet: 	Meget god.
Kostnader:	 Belyses i neste kapittel.
Potensial	/brukstid:	 Teknisk sett avhenger potensialet av hva en har forutsatt og tatt
hensyn til i referansebanen. Analysen i forrig	e kapittel 	viser at det er usikkert hvilken rolle
oljefyringen har hatt de siste årene 	– og at oljens effektbidrag kan være betydelig større
enn forutsatt i Statnetts prognoser.

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	33
Andre forhold:	 Utskifting av oljefyrer er en pågående prosess.
3.3	 Energiomlegging og 	-effektivisering
Effektivisering og omlegging er tiltak som reduserer energi	- og effektbelastningen på
nettet på permanent basis, ved at hele lastkurven flyttes nedover som vist i venstre del
av 	Figur 	3.1.
• 	Energieffektivisering; 	Tiltak som reduserer 	behovet	, for eksempel «tradisjonelle»
enøk	-tiltak som etterisolering av bygg, overgang fra glødelamper til LED	-lys osv.
• 	Energiomlegging: 	Overgang til andre energibærere enn elektrisitet, slik som
biobrensel, fossile energibærere, nær/fjernvarme osv.
Generelt har det vært stor aktivitet de senere årene innenfor 	energieffektivisering	, blant
annet gjennom:
• 	Energikravene i Teknisk forskrift t	il Plan	- og bygningsloven, som har blitt skjerpet
i betydelig grad de siste ti årene.
• 	Energimerkeforskriften som ble innført i 2010 for å bidra til informasjon til
markedet om energitilstanden til boliger, bygninger og tekniske anlegg.
• 	Breeam	-Nor og andre	 	markedsdrevne miljøklassifiserings	- 	og
sertifiseringsordninger, som har fått betydelig gjennomslag blant utviklere og
forvaltere av næringseiendom.
Endret effektbehov ved energieffektiviseringstiltak i bygninger
De fleste tradisjonelle enøk	-tiltak i bygn	ingsmassen 	virker direkte på en eller flere av de
tre viktigste varmetapspostene	; transmisjon, infiltrasjon og ventilasjon	. I tillegg til at slike
tiltak reduserer energibehovet på årsbasis, reduserer de vanligvis også effektbehovet.
Denne virkningen er st	ørre desto lavere utetemperaturen er, og effektgevinsten er derfor
maksimal nettopp når effektbidraget er mest verdifullt ( i høylast).
NVE (2015a) presenterer kostnader for mange ulike effektiviseringstiltak, blant annet
etterisolering	 av vegg	 i mange fo	rskjellige bygningstyper, med lav 	-, medium 	- og høy
kostnad per årlig kWh spart. Den 	lave	 kostnaden for et slikt tiltak i småhus er ca. 60 øre
per (årlig) kWh og ca. 40 øre per kWh når tiltaket gjennomføres i et sykehjem. Da vil en
verdi på 60 henholdsvi	s 40 øre/kWh tilsi at effektreduksjonen blir ”gratis” i de to
regneeksemplene. 	Tilsvarende regnestykker kan settes opp for et stort antall 	ulike
effektiviseringstiltak	, og hvis en tilordner effektgevinsten en (positiv) verdi vil dette øke
potensialet for l	ønnsomme tiltak. 	Hittil har imidlertid effektgevinsten i de fleste
sammenhenger ikke blitt tillagt stor vekt. Ettersom de fleste tiltakstypene og deres
kostnader er godt kjent, særlig gjennom Enovas arbeid, finner vi det ikke riktig å prioritere
analyser 	på dette området. Det bør imidlertid ikke være tvil om at bygningsmessig
energieffektivisering har stor betydning for fremtidig effektbehov 	– og at disse tiltakenes
”effekt	-gevinst” er størst nettopp i makslast.
For effektiviseringstiltak som 	ikke	 påvirke	r de tre viktigste varmetapsfunksjonene 	vil
potensialet for å avlaste nettet 	ofte 	være 	begrenset	. Mer effektive lysanlegg innendørs,
bedre kontormaskiner etc, vil redusere energi	- og effektbehovet til disse formålene, men
ettersom en betydelig andel av til	ført effekt (for mange av dem, ikke alle) nyttiggjøres
som varme i bygget, vil behov	et for effekt	 fra	 varmeinstallasjonene 	bli høyere 	som et
resultat av effektiviseringen. Enkelt sagt: 	Redusert varmetilskudd fra lyspærer må
kompenseres med større effekt fr	a varmeinstallasjonene. Nettovirkningen av dette på
lastsituasjonen i nettet bestemmes av hvordan varme produseres på marginen ved høye
effekter, og hvilke energibærere som benyttes til dette.

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
34	 	 	Vista Analyse
Innenfor 	energiomlegging	 er det flere tiltak som kan avlaste ne	ttet for effekt i
høylastperioder (og andre perioder). Vi skiller mellom varmeforsyning og
kraftproduksjon.
Varmeforsyning 	med egen topplastdekning	 i nær og fjernvarmeanlegg
Varmeforsyning som grunnlast i form av nær	- og fjernvarmeanlegg kan være aktuelt 	i
forbindelse med rehabiliteringer, fortettinger og etableringer av nye utbyggingsområder
i Oslo og Akershus de neste ti	-årene. Forutsatt at denne varmeproduksjonen har full
topplastdekning basert på andre energibærere enn elektrisitet, vil den kunne avlas	te
nettet i akutte høylastperioder. Dersom den	 bare leverer grunnlast vil den 	kunne bidra
gjennom å kutte bunnen av effektetterspørselen	 (dersom 	grunnlastforsyningen
opprett	holdes i kalde perioder)	.
Teknisk sett kan spisslastdekning fra andre energibærere	 enn elektrisitet etableres og
sikres på mange ulike måter, men for de fleste av dem vil det være skala	-effekter som
kan utnyttes bedre i store anlegg enn i enkelthusholdninger og andre små anlegg. Det
ligger utenfor rammene av denne utredningen å gjennomf	øre en full analyse av
kostnader ved ulike varme	-forsyningsalternativer på lang sikt	. Med utgangspunkt i
vedtatte mål om fortetting og fler	-sentrisk utbygging, kombinert med høy
befolkningsvekst, er det imidlertid klart at handlingsrommet 	til å	 forandre og	 utvikle
varmeforsyningen 	blir større 	i fremtiden	 enn nå	.
Innenfor de fleste konsesjonsområder (vedtatt i medhold av Energiloven) for fjernvarme
er det også vedtatt tilknytningsplikt i medhold av Plan	- og bygningsloven. Dette gjelder
for Hafslunds fjernva	rmeproduk	sjon i Oslo og for fjernvarmevirksomhet flere steder i
Akershus	-kommunene. Innenfor fjernvarmeproduksjonen er mange teknologier og
varmekilder tatt i bruk, her eksemplifisert med	:
• 	Oslofjord Varme 	benytter sjøvanns	-varmepumper 	i sin varmeproduksjo	n 	på
Lysaker/Fornebu	. Selskapet har inngått kontrakt om å levere varme til
Gardermoen Campus på Jessheim, og vil der benytte grunnvann som
varmekilde.

• 	Fortum Oslo Varme (tidligere 	Hafslund 	Varme	) benytter 	kloakkvann	 som
varmekilde 	ved Skøyen varmesentral.

• 	Akershus Energi Varme benytter solenergi fra ca 11.000 kvadratmeter
solfangerareal som tilskudd til sin fjernvarmeproduksjon.
Kostnaden ved de ulike teknologi	-variantene og energibærerne varierer på grunnlag av
lokale forhold og ressurstilgjengelighet. 	Det ligger som nevnt utenfor rammen av denne
utredningen å dekke nyansene i kostnader for 	Oslo og Akershus	, men	 i NVE (2015a)
sammenstilles relevante kostnadsdata for mange ulike energitiltak. 	Hovedresultater for
varmeproduksjon er oppsummert 	i figuren und	er (faksimile fra NVE	-publikasjonen)	.

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	35
Figur 	3.2 	Energikostnad over levetid i kr/kWh for varmeverk

Kilde: NVE (2015a). Kostnad i form av levelized cost of energy (LCOE). 	Det er nylig publisert en oppdatering
med tall for 2016, se
https://www.nve.no/Media/5869/tekstforklaring_kostnadsrapport2017_publisert09102017.pdf	 Det 	er små
endringer, bortsett fra at NVE nå bruker en diskonteringsrente på seks prosent, som begunstiger teknologier
med høye investeringskostnader.
I henhold til denne kilden er det bergvarme, sjøvann og avfallsforbrenning som har de
laveste energikostna	dene. Kostnadene er	 angitt under forutsetning av at topplast dekkes
med elektrokjel. Med mindre elektrokjelen kan erstattes eller suppleres med annen
topplastdekning, vil slike anlegg ikke avlaste nettet	 utover det grunnlasten gir	. På noe
lenger sikt vil a	ntagelig mange 	anlegg kunne utføres slik at de er ”selvforsynte” med

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
36	 	 	Vista Analyse
topplast, evt i kombinasjon med aktive varmelagre, biooljekjeler etc.	 Varmepumper
basert på bergvarme	, sjøvann, avløpsvann	 og andre ressurser bør derfor vurderes
nærmere med sikte på frem	tidig anvendelse i stor skala i 	Oslo og Akershus	.
For å illustrere de mulighetene som ligger i dette, vil vi i neste kapittel ta for oss
bergvarme	. B	ergvarme er altså et rimelig tiltak. I tillegg gir det mulighet for energilagring
som potensielt kan gi ef	fekt	-tilskudd i høylastperioder.
Oppsummert om tiltaket:
Tilgjengelighet innenfor 	Oslo og Akershus	: Belyses i neste kapittel.
Teknologimodenhet: 	Te	knologien har 	potensial	, men for 	god 	virkning å kalde dager er
en avhengig av at anlegget ikke bruker el	 i spisslast.
Kostnader:	 Belyses i neste kapittel.
Potensial	/brukstid:	 Meget stort potensiale dersom en benytter teknologien i nye boligfelt
og liknende bruksområder.
Andre forhold:	 Ingen
Dieselaggregater i 	Oslo og Akershus	 som produksjonsreserve
Det finnes i dag ingen samlet oversikt over nødstrømsaggregater og andre aggregater,
men norsk importstatistikk indikerer at bestanden av slike aggregater er stor. Vi beskriver
dette nærmere under. Innslaget av store aggregater, større enn 500kVA, er
antal	lsmessig beskjedent, men den samlede kapasiteten kan likevel være stor. Disse
aggregatene kan på enkelt vis startes for å betjene egne forbrukere 	– som da blir koblet
fra nettet. Alternativt kan de produsere til nettet, forutsatt noen tilleggsinvesteringer	.
Nødstrømsaggregater er ikke alltid (kanskje altfor sjelden) i operasjonell stand, bla fordi
de ikke blir ettersett og prøvekjørt av kvalifisert personell. Profesjonell ”flåteforvaltning”
av aggregater kan muligens bidra til at deres primærfunksjon ivaret	as bedre enn i dag,
samtidig som de får reell verdi som kapasitetsavlastning for nettet. 	Aggregater kan også
driftes	 med 	fornybar energi, f.eks. bioolje	11. 	Aggregatene tas med i det videre
analysearbeidet.
Oppsummert om tiltaket:
Tilgjengelighet innenfor 	Os	lo og Akershus	: Belyses i neste kapittel.
Teknologimodenhet: 	Meget god.
Kostnader:	 Belyses i neste kapittel.
Potensial	/brukstid:	 Tiltaket vil kunne ha effekt når det trengs mest, på de kaldeste
dagene/timene.
Andre forhold:	 Ingen
Lokal kraftproduksjon
Ved siden av varme som drøftet i avsnittet om varmeforsyning over, kan det være aktuelt
med l	okal kraftproduksjon	. Lokal kraftproduksjon	 kan være basert på vannkraft,
vindkraft, kombinert kraft	-/varmeproduksjon basert på biobrensel, fjernvarme, gasskaft,
solceller, geotermisk kraftproduksjon, bølger og tidevann. Noen av disse teknologiene

11 Det er også teknisk mulig å benytte biogass, forutsatt ombygging til 	otto	-drift	.

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	37
er umodne, lite sikre kilder og/eller svært kostbare. Hvilke som vil være mest aktuelle vil
avhenge av lokale forhold. 	Noen av energikildene er like med de som driver
varm	eproduksjon. Det finnes også kombinerte kraft	-varmeløsninger.
Vi tar utgangspunkt i NVE (2015	a) og finner der at vannkraft, vindkraft, kjernekraft og
kullkraft har de laveste energikostnadene, gitt kostnadsbildet per 2015. I rapportens
fremskrivninger til 2035 har dette bildet forandret seg noe. Kjernekraft og kullkraft er tatt
ut av oversikten, og	 (blant annet) vindkraft, solkraft og CHP Bio 	er blitt rimeligere. Som
alternativ til nettutbygging er det tiltak med vesentlige effektbidrag i den kaldeste
perioden av året som har størst relevans, og vår foreløpige vurdering av disse
ressursene/teknologi	ene blir derfor slik når vi vurderer alternativene som
grunnlastproduksjon:

Solkraft	: Ressurstilgangen varierer syklisk på årsbasis, i motfase med utetemperaturen
og effektbehovet. Dette tilsier at effektverdien av solinnstrålingen i 	sanntid	 er svært lite	n.
Solcelleanlegg installeres imidlertid i økende grad, og tilknyttes stadig oftere nettet i
regionen. Ettersom de også (i en del tilfeller) har batterilager, representerer disse
anleggene en 	fleksibilitet	 uavhengig av solinnstrålingens årsvariasjoner. Den	 kan det
være aktuelt å utnytte, men potensialet er beskjedent og vi tar derfor ikke dette med
videre i analysen.
Vannkraft	: Vannkraftpotensialet innenfor sentralnettet i 	Oslo og Akershus	 består i det
vesentlige av elvekraft, og magasineringsmulighetene e	r begrensede. Dersom
magasinene oppstrøms (fjellheimen nord og nord	-vest for Mjøsa) skal slippe vann i
høylastperiodene i 	Oslo og Akershus	 introduseres utfordringer mht. miljøforhold,
samfunnssikkerhet, flomvern, slukeevne og en rekke andre forhold 	(konses	jonsvilkår,
manøvreringsreglement) 	som ikke kan behandles på en forsvarlig måte innenfor vårt
prosjekt. Vi tar derfor ikke vannkraft med videre i analysen.
CHP Bio	: Nettotilveksten i norsk skog er betydelig	 og teknologiutviklingen innenfor
kombinert kraf	t/varme gir forventninger om kostnadsreduksjoner i årene som kommer.
Det 	kan være naturlig å vurdere CHP/bio i kombinasjon med bergvarmeog varmelagring,
men v	i tar ikke CHP Bio med som selvstendig tiltak videre i analysen.
Vindkraft	: Kostnadene for vindk	raft på land er blitt stadig lavere, og forventes å falle
ytterligere framover slik NVEs framskrivninger vurderer det. Med dette som
utgangspunkt kan det synes relevant å vurdere vindkraftutbygging innenfor 	Oslo og
Akershus	. Vi har gjennomført en enkel ana	lyse av tilgjengelige temperatur	- og vinddata
for Helsfyr i Oslo. Analysen viser at det er liten/ingen samvariasjon mellom vindhastighet
og utetemperatur for timene med lavere utetemperatur enn 	-5 grader C i perioden 2012
– 2016. Samvariasjonen som antydes	, indikerer at vi har minst vindkraft når
utetemperaturen er lavest og effektbehovet størst. Dette tilsier at vi ikke prioriterer
vindkraft videre.
3.4	 Lastflytting
Lastflytting innebærer ingen reduksjon i energiforbruk, men at laststyring benyttes til å
flyt	te eller fordele laster over tid slik at effekttoppene reduseres (se midterste del av 	Figur
3.1). Minst ett av to krav må innfris for at lastflytting skal være 	gjennomførbart:

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
38	 	 	Vista Analyse
• 	Forbruket er fleksibelt. Eksempel: vaskemaskin, oppvaskmaskin	 og
tørketrommel	12
• 	Lagringsmuligheter for energi. Eksempel: varmtvannsbereder, elbillading
Optimal lastflytting forutsetter at apparater, installasjoner og kurser kan styres med la	ve
transaksjonskostnader og på basis av god informasjon. Dette vil ofte forutsette toveis	-
kommunikasjon	, automatisering	, og en avtale mellom forbrukeren og en aktør som påtar
seg lastflytting	. Kommunikasjonsmuligheter og verktøy som ligger til rette for de	tte finnes
allerede, og antallet 	verktøy 	er voksende. Både lastflytting og laststyring for andre formål
kan forventes å bli vesentlig mere aktuelt når Avanserte Måle	- og Styringssystemer
(AMS) tas i bruk fra 2019, og mange ulike laster 	kan dessuten 	styres 	via
internettoppkobling	.
Dedikerte batterier for fleksibilitetsformål 	- mellomlagring av elektrisitet 	– er en løsning
som intuitivt synes fornuftig. Med fallende batteri	-priser og voksende effektkostnader i
energisystemet, vil slike løsninger også bli tatt	 i bruk i større skala. 	– Trolig tas de førs i
bruk i land med hyppige fluktuasjoner i produksjons	-/overføringspriser og lite bruk av
elektrisitet til oppvarmingsformål.
I Norge er det særlig effekttilgangen i særlig kalde 	– og sjeldne 	– perioder som
repr	esenterer den største utfordringen. Ettersom en dominerende del av effektbehovet i
kalde perioder skyldes at elektrisitet blir brukt til oppvarmingsformål, vil lagring av varme
i mange sammenhenger være likeverdig med lagring av elektrisitet.
Varmelagrings	kapasitet 	”på nett”	 finnes allerede, og kan i en del sammenhenger
sammenlignes direkte med batterilagring, f eks slik:
• 	Varmtvannsberederen	 i en alminnelig norsk husholdning vil typisk kunne lagre	13
5 	– 10 kWh i form av varme. Dette kan utnyttes til lastflyt	ting uten store
tilleggskostnader, ved at varmekolben kobles fra i perioder hvor nettet er hardt
belastet 	- så lenge det ikke kommer i konflikt med brukernes behov.
• 	Et batteri	 med like lang levetid og lagringskapasitet vil anslagsvis koste 10.000
– 15.000	 kr, inkludert nødvendig kraftelektronikk.	 Kostnaden vil trolig falle
fremover, men må falle svært mye for å være konkurransedyktig.
De mest aktuelle tiltaksområder med forbruksfleksibilitet og/eller lagringsevne antas å
være:
• 	Laststyring/	-flytting i dedi	kerte magasinberedere og beredere av normal
utførelse.
• 	Tidsforskyving av romoppvarming/magasinering av varme i tunge
konstruksjoner.
• 	Tidsforskyving av romoppvarming/magasinering av varme i dedikerte
varmelag	ere, f.	eks	. lagring av latent varme i PCM	-materialer	14.
• 	Lading av el	- og hybr	idbiler om natta, kombinert med 	styring som reduserer
samtidigheten.
• 	Styring av husholdningsmaskiner, særlig vaskemaskiner og oppvaskmaskiner

12 Det er ingen selvfølge at slike maskiner kan kjøres når som helst, f eks pga brannfare eller
lekkasjerisiko. Det utelukker dem ikke som fleksible forbruksposter, men kan redusere
handlingsrommet ved lastflytting.
13 I fysisk forstand lagres me	r energi en dette, men den kan ikke utnyttes fullt ut uten at det går
på bekostning av berederens primærfunksjon.
14 PCM: Phase Change Materials

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	39
• 	Storskala laststyring i næringsbygg og industri.
• 	Hydrogenproduksjon/lagring/elproduksjon
Sikkerhetsmessige betingelser og mange andre betingelser skal varetas, og dette vil bli
en del av en konkret vurdering. Forsikringsavtaler kan for eksempel legge restriksjoner
på å kjøre husholdningsmaskiner om natt	en.
I praksis vil de fleste lastflyttingsmulighetene være begrenset til flytting 	innenfor døgnet.
Foreløpige analyser av timelaster og tiltaksmuligheter har vist at den samlede
fleksibiliteten er større enn det som skal til for å fordele timelaster jevnt o	ver døgnet. 	Det
videre arbeid	 innrettes derfor med sikte på å finne at de mest lønnsomme delene av det
samlede fleksibilitetspotensialet. I tillegg er det ønskelig å finne frem til tiltak som kan
utnyttes for flytting av laster 	mellom	 døgn.
Vi ser nærmere	 på disse tiltakene:
Varmtvanns	beredere
Varmtvannsberederne i 	Oslo og Akershus	 har blitt vurdert mht varmelagringsegenskaper
og fleksibilitetsmuligheter. Foreløpige beregninger 	indikerer 	at den samlede
varmelagringsevnen i varmtvannsberedere i 	Oslo og Ake	rshus	 utgjør 	ca.	 2.000 	– 3.000
MWh i runde tall. I mange beredere er varmelageret stort i forhold til behovet, hvilket gir
muligheter for lastflytting fra dag til natt. Dette er derfor et tiltaksområde som vil bli vurdert
nærmere.
Oppsummert om tiltaket:
Tilgjengelighet innenfor 	Oslo og Akershus	: Tilgjengeligheten er god, det er mange
beredere.
Teknologimodenhet: 	Moden teknologi, men berederne må knyttes til kommunikasjons	-
og styringssystemer, i det minste enkle urbrytere.
Kostnader:	 Så lenge brukern	e får varmt vann når de ønsker det, vil kostnadene
begrenses til de som er nødvendige for å gjennomføre styringen.
Potensial	/brukstid:	 Belyses i neste kapittel.
Andre forhold:	 Ingen
Elbillading
Elbiler benytter ofte stor ladeeffekt, og ettersom antallet 	forventes å vokse videre er det
naturlig å inkludere elbil	-lading i det videre arbeidet. Styringsmulighetene er gode
allerede nå, men mange av ladepunktene som brukes	, har begrenset kapasitet. I
prinsippet kan batteriene benyttes for levering tilbake til n	ett, men utstyret til dette inngår
ikke i standardleveranser. Elbiler brukes bare en brøkdel av døgnet, og ladingen
representerer i prinsippet en svært fleksibel last. Elbillading tas med i den videre
analysen.
Oppsummert om tiltaket:
Tilgjengelighet innen	for 	Oslo og Akershus	: Tilgjengeligheten er god nå og mye bedre
senere, det vil være mange elbiler.
Teknologimodenhet: 	Moden teknologi som likevel er i rivende utvikling.

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
40	 	 	Vista Analyse
Kostnader:	 Så lenge systemet ikke kjøres så aktivt at komforten berøres, er kost	nadene
små. N	oe lavere levetid på batteriene, i hvert fall i visse utforminger.	 Tiltaket k	rever
styringssystemer.
Potensial	/brukstid:	 Jo flere elbiler og jo mer parallellading på høy effekt som forutsettes
i referansebanen, desto større er potensialet. Ref	eransebanens forutsetninger er gjengitt
i forrige kapittel. Saksforholdet belyses videre i neste kapittel.
Andre forhold:	 Ingen
Tidsforskyvning av romoppvarming og magasinering av varme i bygninger
Beregninger av varmetap fra bygninger gjøres vanligvis f	or stasjonære tilstander
(konstante temperaturer). Effektbehovet blir betydelig større om selve bygningen skal
varmes opp noen grader, fra én temperatur til en annen, i løpet av noen timer. Dette
skyldes at bygningsmaterialene, i likhet med andre materiale	r, kan oppta og avgi varme;
de har varmelagringsegenskaper.
I en del bygninger senkes natte	temperaturen for å spare energi. Det virker ofte etter
hensikten, men betyr også at effektbehovet blir større neste morgen, ettersom effekten
da skal være tilstrekkelig til å dekke både de ordinære tapene og i tillegg varme opp
bygningskonstruksjonen (”varme	lageret”) fra nattens nivå. Dette betyr at bygningenes
varmelagringevne blir brukt 	kontraproduktivt	; lagrene tømmes om natten da
effektbegrensningene i nettet er minst, og fylles igjen 	om	 dagen da begrensningene i
nettet er størst. Varmelagringsevnen er be	tydelig i mange alminnelige bygninger, og selv
små andeler av bygningsmassen med nattsenking kunne bidra til vesentlige lastøkninger
i morgentimene på kalde dager. Med 	nattøkning	 kan bygningenes egenskaper som
varmelager i stedet gi fleksibilitetsgevinster	.
Oppsummert om tiltaket:
Tilgjengelighet innenfor 	Oslo og Akershus	: Varmelagringsegenskapene er ujevnt fordelt
i bygningsmassen, og det er rimelig å anta at den 	spesifikke	 varmelagringskapasiteten
(per kvadratmeter gulvflate) er størst i yrkesbygg og boli	gblokker med store innslag av
betong i etasjeskillerne. Selv om det foreligger lite data om dette for norske forhold, tyder
undersøkelser av til dels sammenlignbar bygningsmasse i Sverige på at bygningene i
Oslo og Akershus	 har betydelig varmelagringsevne.
Teknologimodenhet: 	Styringsteknologiene er godt etablert, men kunnskapsgrunnlaget
for bygninger som varmelager er noe tynt. Det er imidlertid ikke nødvendig med 	avansert
forskning her, kun systematisk involvering av rett kompetanse til rett tid.
Kostnad	er:	 Forutsatt at temperaturvariasjonene holdes innenfor akseptable yttergrenser
og ikke gjentas ofte, vil inneklimaet kunne være tilfredsstillende selv om bygningers
varmelagringsevne utnyttes aktivt. Denne typen styring krever svært beskjedne
investeringe	r, og inngår allerede i mange bygningers tekniske anlegg. Et merforbruk av
energi følger med bruken av bygningers varmelagringsevne, tilsvarende 	ca.	 10 	- 20
prosent	 av energimengden som flyttes fra dag til natt. Tiltakshavernes kostnader vil
derfor i stor grad bestemmes av prisstrukturen, særlig mht forskjeller mellom dag og natt.
Selv om det brukes mer energi, tyder forskning på at kostnadene går ned (f.eks. Nyholm
m.fl., 2016).	 Forskjellene mellom dag og natt vil ventelig være stør	st i de kaldeste
periodene.
Potensial	/brukstid:	 Potensialet må ses i forhold til referansebanens forutsetninger.
Referansebanens forutsetninger er gjengitt i forrige kapittel. Saksforhold	et belyses
videre i neste kapittel.

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	41
Andre forhold:	 Nattsenkning har vært et 	ønskelig mål for energiøkonomisering i mange
år, og mange forbrukere har merket seg dette. Når effektforhold tilsier at temperaturen
ikke skal senkes om natten, snarere økes noe, 	krever det omstilling og nytenkning i
mange miljøer. Energiforbruket vil tross alt øke. Det kan være en utfordring å «selge inn»
det nye budskapet.
3.5	 Konklusjon 	- prioriteringer
Vi har vurdert ulike tiltaksmuligheter i forhold til kriteriene tilgjengelighet	,
teknologimodenhet, kostnader, 	potensial	 og eventuelle andre forhold	. Vurderingen er
oppsummert i 	Tabell 	3.1.

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
42	 	 	Vista Analyse

Tabell 	3.1 Sentrale forutsetninger, vurderinger og resultater i mulighetsstudien
Kriterium	 	Ventilasjon	 	Reserve	- og
nødstrømsag	gregater
(Bio)oljefyr	 	Bergvarme
m/egen
effektdekning
Varmtvanns	-
bereder
Elbil	 	Rom	-oppvarming
Tilgjengelighet	 	God	 	Belyses i neste kapittel	 	Belyses i
neste
kapittel
Belyses i neste
kapittel
God	 	God,
blir
bedre
God
Modenhet	 	Høy	 	Høy	 	Høy	 	Middels. 	 	Høy	 	I
utvikling
Høy
Kostnader	 	Belyses i
neste kapittel
Belyses i neste kapittel	 	Belyses i
neste
kapittel
Noe høye, men
på vei ned.
Belyses i neste
kapittel
Små ved riktig
utnyttelse
Relativt
små
Små ved riktig utnyttelse
Potensial	 	God effekt på
de kaldeste
dagene
God effekt på de
kaldeste dagene
Belyses i
neste
kapittel
Stort hvis
benyttes i nye
boligfelt mv.
Belyses i 	neste
kapittel
Belyses
i neste
kapittel
Belyses i neste kapittel
Annet	 	Effekter på
innemiljø
vurderes mot
forskriftskrav.
Miljøkostnader inngår i
kostnadsvurderingen
Utskifting
av oljefyr
pågår
 	Berederbestandens
sammensetning mht
volumer og effekter
er 	foreløpig ikke godt
nok kjent.
 	Byg	ningsmassen	s
sammensetning mht
effektiv
varmelagringskapasitet
og spisslastdekning.
Kilde: Vista Analyse

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	43
De aller fleste tiltakene har høy grad av teknologisk modenhet, god tilgjengelighet og et
bra 	potensial	. Et annet fellestrekk er at tiltakene er desentrale, de krever medvirkning fra
et relativt stort antall aktører. Dette reiser utfordringer for 	insentive	r og virkemidler. I
korthet trengs det for de fleste tiltakenes vedkommende en aktør eller mekanisme som
koordinerer de desentraliserte beslutningene. Det kan overlates prismekanismen i seg
selv, eller det kan tale for å 	fjerne barrierer og legge til rette	 for 	mellom	-aktører, såkalte
aggregatorer. Jo mer ambisiøs en er i å gjennomføre tiltakene i et stort antall enheter,
for eksempel innen husholdningene, desto mer presserende blir behovet for	 å «bruke
prisene», og legge til rette for aggregatorer. 	Vi komme	r tilbake til disse utfordringene i et
senere kapittel	.
I teksten over har vi sett på en rekke tiltak vi ikke tar med videre, først og fremst innen
lokal kraftproduksjon.
Oppsummeringsvis, i de videre analysene prioriteres følgende tiltaksområder:
1. Lastre	duksjon ved hjelp av reduserte luftmengder i ventilasjonsanlegg i spisslast
2. Lastreduksjon ved hjelp av nød	- og reserveaggregater i spisslast
3. Lastreduksjon ved hjelp av brenselsfyrte reservekjeler (olje/bioolje) i spisslast
4. Lastflytting ved styring av varmt	vannsberedere
5. Lastflytting hjelp av bygningsmassen som varmelager og fleksibilitetsreserve
6. Lastflytting via elbil	-lading
7. Energiomlegging 	– bergvarme 	og liknende 	med egen effektdekning
På flere av disse områdene vil det ikke være mulig å etablere et godt pr	is-
/kostnadsgrunnlag i det foreliggende prosjektet, og i det videre arbeidet drøftes derfor
også behov og mulighetsrom med sikte på etablering av et bedre beslutningsgrunnlag
for videre utvikling av tiltak og virkemidler.
3.6	 Videre arbeid
Det er åpenbart at d	et finnes en lang rekke tiltak i kategorien alternativer til nett, og
mange av dem er vanskelige å vurdere fordi datagrunnlaget er svakt. Å plukke ut de
beste mulighetene er derfor en usikker øvelse på det nåværende tidspunkt.
Fremover vil det være viktig	 å gjennomgå mulighetene på nytt. I den forbindelse er det
viktig å hente inn mer primærdata om de mulige tiltakenes potensiale og kostnader.
NVEs arbeid med energikostnader (levelized cost of energy) kan være et godt forbilde.

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
44	 	 	Vista Analyse
4.	 Nærmere analyse av prioriter	te tiltak
I dette kapitlet drøfter vi 	potensial	 og kostnader for de syv tiltakene vi valgte ut i forrige
kapittel. 	Vi prøver å gi en nyansert diskusjon og betone usikkerhet på grunnlag av den
informasjonen vi har. Hvert tiltak ses for seg. Vi overlater til kapittel 	5 å se tiltak	ene i
sammenheng	.
4.1	 Reduserte luftmengder i yrkesbyg	g
Som det er redegjort for i 3.2.3 er det grunn til å anta at luftmengdene i bygningsmassen
kan nedreguleres på kalde dager. Potensialet for lastreduksjon antas å vær	e stort. Det
er imidlertid ikke 	”urørt	”, og nedregulering av luftmengder ved lave utetemperaturer
foregår flere steder, dels systematisk, dels på	 ad hoc basis. I For	svarsbygg	15 begynte
en f eks allerede på nitti	-tallet å benytte vifter med to	-trinns hastighetsregulering for å
kunne redusere luf	tmengdene i ventilasjonsanlegg når det ikke gikk på bekostning av
kravene til luftkvalitet. Forsvarsbygg installerer nå elektronisk styrte viftemotorer i mange
nye anlegg, og benytter reguleringsmulighetene dette gir til å tilpasse luftmengdene til
det fak	tiske behovet. 	Dette kan være ved lave vintertemperaturer (større mengder
infiltrasjonsluft, særlig i eldre bygninger) eller når andre forhold gir mulighet for det, f eks
når det er mindre personbelastning enn rom/arealer/bygninger og tekniske anlegg er
dimensjonert for.	 	Før en nærmere drøfting av 	tiltaket	 	gjennomgås
beregningsforutsetningene	 nedenfor	, fordelt på boliger og yrkesbygg.
4.1.1	 Ventilasjonstap i boliger, 60 millioner kvadratmeter
Ventilasjonsmengder oppgis vanligvis som 	kubikkmeter per kvadratmeter gulvareal og
time (	m3/m2h). Disse verdiene varieres fra 1 til 12 	m3/m2h i kolonnene i tabellen nedenfor.
Ved ellers like forhold vil ventilasjonstapene være proporsjonale med luftmengdene, og
hvis all luft varmes opp til innete	mperatur og slippes ut igjen uten varmegjenvinning, ville
tapet naturlig n	ok bli svært stort. Radene i 	Tabell 	4.1 representerer gjenvinningsnivåer
fra til 90	 prosent	.

15 Personlig kommunikasjon (Forsvarsbygg v/Gunnar Solbjørg i epost 25. september 2017)

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	45

Tabell 	4.1 	Ventilasjonstap i 60 mill. 	m2 boligmasse ved minus 18 ºC	 ute og pluss 17	 ºC	 inne , MW	16
 	Kubikkmeter per kvadratmeter og time
Varme	gjen	vinning
(prosent	)
1 	2 	3 	4 	5 	6 	7 	8 	9 	10	 	11	 	12
0 	700	 	1 400	 	2 100	 	2 800	 	3 500	 	4 200	 	4 900	 	5 600	 	6 300	 	7 000	 	7 700	 	8 400
10	 	630	 	1 260	 	1 890	 	2 520	 	3 150	 	3 780	 	4 410	 	5 040	 	5 670	 	6 300	 	6 930	 	7 560
20	 	560	 	1 120	 	1 680	 	2 240	 	2 800	 	3 360	 	3 920	 	4 480	 	5 040	 	5 600	 	6 160	 	6 720
30	 	490	 	980	 	1 470	 	1 960	 	2 450	 	2 940	 	3 430	 	3 920	 	4 410	 	4 900	 	5 390	 	5 880
40	 	420	 	840	 	1 260	 	1 680	 	2 100	 	2 520	 	2 940	 	3 360	 	3 780	 	4 200	 	4 620	 	5 040
50	 	350	 	700	 	1 050	 	1 400	 	1 750	 	2 100	 	2 450	 	2 800	 	3 150	 	3 500	 	3 850	 	4 200
60	 	280	 	560	 	840	 	1 120	 	1 400	 	1 680	 	1 960	 	2 240	 	2 520	 	2 800	 	3 080	 	3 360
70	 	210	 	420	 	630	 	840	 	1 050	 	1 260	 	1 470	 	1 680	 	1 890	 	2 100	 	2 310	 	2 520
80	 	140	 	280	 	420	 	560	 	700	 	840	 	980	 	1 120	 	1 260	 	1 400	 	1 540	 	1 680
90	 	70	 	140	 	210	 	280	 	350	 	420	 	490	 	560	 	630	 	700	 	770	 	840
Kilde: Vista Analyse

16 Det er vanlig å forutse	tte 20	 ºC	 - 22 	ºC innetemperatur effektberegninger. Her benyttes 17 ºC med tanke på at det nettopp i ekstreme kuldeperioder er størst
sjanse for avvik fra ønsket innetemperatur

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
46	 	 	Vista Analyse
I de fleste nye bygninger blir det i dag installert varmegjenvinnere i
ventilasjonsanleggene. Slik er det også i boliger, men i den eksisterende boligmassen
er det likevel en stor andel bygninger som ikke har gjenvinning i noen form. De fleste av
disse har	 heller ikke balansert ventilasjon. Luftmengdene er generelt små i boliger,
sammenlignet med yrkesbygg. Kombinasjonene av luftmengde og gjenvinningsgrad
som antas å representere et realistisk utfallsrom for hele boligmassen i 	Oslo og Akershus
er markert me	d grønn bakgrunnsfarge i tabellen. 	Det laveste 	estimatet er 560	 MW og
de	t høyeste 1.120 MW. 	I boliger uten mekanisk ventilasjon eller med ren
avtrekksventilasjon vil det antagelig ikke være tilrådelig å redusere luftmengdene uten
en forutgående vurdering 	av risikoen for dårlig luftkvalitet. I nyere boliger med balansert
ventilasjon er gjenvinningsgraden ofte høy 80	 prosent	, og for hver enkelt enebolig i
denne kategorien vil det være lite å vinne ved å nedregulere luftmengdene til det halve
på en kald vinte	rdag. Et eksempel kan illustrere dette:
En rekkehusleilighet på 140 m	2 benytter luftmengden 200 m	3/h. Med en god
varmegjenvinner kan det antas 80	 prosent	 gjenvinningsgrad og ventilasjonstap på 	ca.
500 W på en kald vinterdag. Halv luftmengde vil 	da gi en l	astreduksjon på 250 W.	 Ikke
alle slike anlegg er utstyrt med mulighet til å redusere luftmengdene, men hvis vi antar
at mange nok kan gjøre det simultant, vil det selvsagt bidra til betydelige lastreduksjoner.
Det dreier seg imidlertid om små effekt	-reduks	joner per bolig, og enhetskostnadene vil
antagelig være 	høye	, med mindre det utvikles svært effektive tiltak og virkemidler. I
boligblokker kan det stille seg annerledes, men tiltak kan ikke vurderes på en forsvarlig
måte uten bedre kunnskap om eierskap, b	eslutningstakere og tekniske anlegg. I de
videre analysene av ventilasjonstiltak prioriteres derfor yrkesbyggene.
4.1.2	 Ventilasjonstap i yrkesbygg, 3	2 millioner k	vadratmeter
I tabellen nedenfor vises ventilasjonstapene for yrkesbyggene i 	Oslo og Akershus	 som
funksjon av virkningsgrad og spesifikke luftmengder, i samme format som for boligene i
foregående punkt. For yrkesbyggene er luftmengdene imidlertid svært mye større. En
del av dem benytter luftmengder på 20	 m3/m2h og mer i ordinær hverdagsdrift.
Fors	kriftskravene til mange av yrkesbyggene ligger høyere enn de luftmengdene som er
markert med grønn bakgrunnsfarge, men det er her tatt høyde for at en del av byggene
er eldre og ikke tilfredsstiller kravene, at noen ikke har så høye krav på seg som
majorit	eten 	- og at en del av byggene allerede reduserer luftmengdene ved lave
utetemperaturer. De to viktigste årsakene til at dette gjøres er:
• 	Sparte energikostnader
• 	Større infiltrasjonstap på kalde dager bidrar til luftskiftet
De fleste yrkesbygg har balansert	 ventilasjon med varmegjenvinning, men de eldste har
lav virkningsgrad. Som det fremgår av tabellen, er de	t laveste 	estimatet 	896 	MW og de	t
høyeste 	er 	1.493 	MW.

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	47
Tabell 	4.2 	Ventilasjonstap i 32 mill. 	m2 yrkesbygg ved minus 18 	ºC	 ute og pluss 17	 ºC	 inne	, MW
 	Kubikkmeter per kvadratmeter og time
Varmegjenvinning
(prosent	)
1 	2 	3 	4 	5 	6 	7 	8 	9 	10	 	11	 	12
0 	373	 	747	 	1 120	 	1 493	 	1 867	 	2 240	 	2 613	 	2 987	 	3 360	 	3 733	 	4 107	 	4 480
10	 	336	 	672	 	1 008	 	1 344	 	1 680	 	2 016	 	2 352	 	2 688	 	3 024	 	3 360	 	3 696	 	4 032
20	 	299	 	597	 	896	 	1 195	 	1 493	 	1 792	 	2 091	 	2 389	 	2 688	 	2 987	 	3 285	 	3 584
30	 	261	 	523	 	784	 	1 045	 	1 307	 	1 568	 	1 829	 	2 091	 	2 352	 	2 613	 	2 875	 	3 136
40	 	224	 	448	 	672	 	896	 	1 120	 	1 344	 	1 568	 	1 792	 	2 016	 	2 240	 	2 464	 	2 688
50	 	187	 	373	 	560	 	747	 	933	 	1 120	 	1 307	 	1 493	 	1 680	 	1 867	 	2 053	 	2 240
60	 	149	 	299	 	448	 	597	 	747	 	896	 	1 045	 	1 195	 	1 344	 	1 493	 	1 643	 	1 792
70	 	112	 	224	 	336	 	448	 	560	 	672	 	784	 	896	 	1 008	 	1 120	 	1 232	 	1 344
80	 	75	 	149	 	224	 	299	 	373	 	448	 	523	 	597	 	672	 	747	 	821	 	896
90 	37	 	75	 	112	 	149	 	187	 	224	 	261	 	299	 	336	 	373	 	411	 	448
Kilde: Vista Analyse

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
48	 	 	Vista Analyse
Tiltakskostnader
Teknisk sett kan alle anlegg utstyres for reduserte luftmengder, 	f.eks.	 ved å bytte reimhjul
eller på andre måter redusere viftehastigheten. Dette krever manuell innsats, og er en
lite hensiktsmessig måte å gjennomføre tiltak på. En del av de nyere
ventilasjonsanleggene kan nedreguleres uten slike inngrep, med ”knappetrykk” e	ller
programmering 	i anlegg	 med sentral driftsovervåkning o.l.	 Det er grunn til tro at flere av
disse ikke bruker denne muligheten ved kaldt vær, men ingen har oversikt over hvilke
bygg dette gjelder eller hvor stort det samlede omfanget er. Selv om yrkesb	yggene og
luftmengdene er store, vil kostnaden per MW lastreduksjon påvirkes i betydelig grad av
bygningsstørrelser samt organisatoriske	- og eiermessige forhold.
En 	tenkt, men representativt eksempel 	kan illustrere skalaen for disse tiltakenes effekt:
Et 	kontorbygg	 i Oslo sentrum på 	ca.	 16.000 kvadratmeter; stort, men slett ikke blant de
største. Her kan vi anta at normalluftmengdene er 12 	m3/m2h og at gjenvinningsgraden
er 80	 prosent	. Ventilasjonstapet ved 	– 18 grader C er 	ca.	 30 	W/m	3, dvs.	 et samlet tap 	på
480 kW. En halvering av luftmengdene utgjør da 240 kW. Tiltakskostnaden er isolert sett
negativ, ettersom eieren av bygget vil redusere energikostnadene ved reduserte
luftmengder. Ventilasjonsanleggene i denne kategorien bygg vil som regel være utstyrt
med mengderegulering. De vil vanligvis også være forberedt for ”fjernstyring”, og kan
derfor kontrolleres utenfra.
Andre bygningskategorier vil ikke ha slike muligheter, og kostnadene for å gjøre dem i
stand til mengderegulering og fjernstyring vil varier	e fra bygg til bygg. I flere av dem vil
det være lønnsomt å bygge om ventilasjonsanleggene til mengderegulering; ikke fordi
de kan spare effekt på de kaldeste dagene, men fordi de da kan tilpasse luftmengdene
til behovene i ulike deler av bygningen til enh	ver tid gjennom hele året. Luftmengden kan
f.eks.	 reguleres etter tilstedeværelse (basert på bevegelse	sdetektorer), temperatur og
CO	2. Dette gir energibesparelser. Sjablonmessig 	– og anekdotisk 	– oppgis det en
inntjeningstid på 3 	– 5 år for en del av disse	 ombyggingstiltakene, men vi har ikke fått
dette bekreftet med konkrete eksempler. Behovsstyrt ventilasjon i yrkesbygg er et tiltak
som på visse vilkår kvalifiserer for tilskudd fra Enova. Med tanke på formålet med
Alternativ til nett	, vil antagelig den me	st farbare veien være å kartlegge yrkesbyggene
(evt med undersøkelser av et representativt utvalg) med sikte på å identifisere de mest
aktuelle kategoriene av bygg, beregne tiltakskostnader for noen forenklede løsninger
som tilfredsstiller minimumskravene 	til mengderegulering for nettopp dette formålet, og
deretter vurdere hvilke virkemidler som kan egne seg best for å utløse tiltak hos disse
målgruppene, evt om dette kan skje i samspill med 	f.eks.	 Enovas virkemidler.
Tentative kostnader for tiltak som gir	 mulighet for regulering av luftmengder i
yrkesbyggenes ventilasjonsanlegg kl 07 til kl 18
Kostnadene består kun av investeringer som er nødvendige for å kunne styre og regulere
luftmengder. Det rimelig å anta at begge deler allerede er mulig i mange bygg,	 men vi
vet ikke hvor mange. Vi vet heller ikke sammensetningen av størrelse/alder på
anleggene 	– og dermed heller ikke hvordan kostnader for ombygging skal fordeles	. Det
er naturlig å avgrense analysen av disse tiltaksmulighetene til yrkesbyggene, både p	ga
luftmengder og enhetsstørrelser. Videre avgrenses analysen ved å 	anta 	at anleggene
som er tilgjengelige for tiltak utgjør 	1.040 MW, som ligger i nedre del av intervallet 900	-
1500	 fra 	Tabell 	4.2. Effekten på 1.040 MW kan reduseres til det halve ved å redusere
luftmengdene tilsvarende.
Siden byggene har svært ulike egenskaper, vil tiltakskostnadene ha karakter av en
funksjon som starter på null og går opp mot høye tall for de mest krevende byggene. Lite
er kjent om denne kostnadsfunksjonen. Som en første tilnærming har vi laget fire

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	49
kost	nadskategorier. I kategorien (kostnadsklassen) 	Ventilasjon 1 	ligger anleggene som
antas å være ”gratis” å ta i bruk, sammen med de som er rimeligst å bygge om for
formålet. I de neste to kategoriene er enhetskostnadene stigende, hovedsakelig for å
gjenspei	le avtagende skalafordeler og div	erse	 ulemper. For alle tiltakene vil
driftskostnadene	 være negative, ettersom både energi	- og effektkostnader gir d	irekte
besparelser for byggeier	. For øvrig vil lønnsomheten kunne styrkes betydelig hvis
byggeier benytter 	(kan benytte) reguleringsevnen til å behovstilpasse/redusere
luftmengdene i andre perioder 	enn de som er 	mest 	kritiske med tanke på nettet	. Merk
forøvrig begrensningen i overskriften; 	mellom kl 07 og 18; 	Dette tiltaket 	har langt mindre
betydning 	utenfor ”n	ormal arbeidstid”, fordi lastene 	da likevel er lave. 	(De fleste
ventilasjonsanlegg i yrkesbygg slås av eller går med redusert luftmengde om natten.	)

Tabell 	4.3 Kostnadsklasser for ventilasjonstiltak
 	 	 	kr/MW
Ventilasjon 1, 130 MW	 	 400 000
Ventilasjon 2, 130 MW	 	1 200 000
Ventilasjon 3, 130 MW	 	1 800 000
Ventilasjon 4	, 130 MW	 	4 000 000
Kilde: 	Vista Analyse
Videre arbeid
Bygningsmassen i 	Oslo og Akershus	 	bør kartlegges og analyseres mht
ventilasjonsanleggenes tilstand og tekniske kapasiteter, spisslastdekning og
driftsmønster. 	Arbeidstilsynet kontaktes i en tidlig fase, med sikte på drøftinger vedr
luftmengder og 	–kvalitet. Videre a	rbeid 	kan i første omga	ng baseres på data fra kartverk,
offentlige registre, stikkprøver og intervjuer, og deretter utvides etter behov. Yrkesbygg
prioriteres, mens det for boligblokker og andre boliger gjennomføres en teknisk
forundersøkelse før det evt benyttes større ressur	ser til videre kartlegging og analyse.
4.2	 Reserve	-/nødstrømsaggregater som produksjonsreserve
Anvendelsesområder, lover og forskrifter
Selvstendige anlegg for uavhengig, brenselsbasert kraftproduksjon, vanligvis
dieselaggregater, benyttes som nødstrømsforsyni	ng og reservekapasitet der
sårbarheten er særlig stor ved bortfall av nettspenning.
Forskrift om elektriske lavspenningsanlegg	17, § 31 andre ledd lyder slik:
”Dersom uventet strømavbrudd vil kunne medføre fare for personer, husdyr eller
omgivelser, skal 	behov for uavhengig strømtilførsel vurderes.”
Uavhengig elektrisitetsforsyning omfattes også av andre deler av lovverket, blant annet
Lov om kommunal beredskapsplikt, sivile beskyttelsestiltak og Sivilforsvaret
(sivilbeskyttelsesloven).
Eksempler på anvend	elsesområder og aktører:
• 	Sykehus

17 Forskrift til 	Lov om tilsyn med elektriske anlegg og elektrisk utstyr (el	-tilsynsloven)

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
50	 	 	Vista Analyse
• 	Større hoteller
• 	Indu	strielt landbruk
• 	Industribedrifter
• 	Pleiehjem
• 	Tilfluktsanlegg
• 	VA	-sektoren
• 	Forsvaret
• 	Avinor
• 	NSB
• 	Hafslund Nett
• 	Hafslund fjernvarme
• 	Kommunene
15. juni kunngjorde regjeringen at det fra 1. januar 2020 blir fo	rbudt å bruke fossil
fyringsolje til oppvarming. Forskrift om forbud mot bruk av mineralolje til oppvarming av
bygninger er notifisert til ESA i tråd med EØS	-høringsloven, og kan først formelt vedtas
når høringen er gjennomført. I forskriften er det gjort 	unntak i to paragrafer	:
§ 6. 	Unntak av hensyn til forsyningssikkerhet
Norges vassdrags	- og energidirektorat kan ved forskrift eller enkeltvedtak bestemme at
forbudet i § 4 ikke får anvendelse i et avgrenset geografisk område og innenfor en
tidsavgrenset 	periode, dersom hensynet til forsyningssikkerheten i kraftsystemet tilsier
det. Slikt vedtak skal fattes før 1. januar 2020. Dersom særlige hensyn tilsier det, kan det
også fattes slikt vedtak etter dette tidspunktet.	 Når det er fattet vedtak etter første 	ledd
skal NVE også orientere berørte kommuner.
§ 7. 	Unntak ved driftsforstyrrelser og ved utfall av annen varmekilde
Forbudet i § 4 er ikke til hinder for at mineralolje brukes ved driftsforstyrrelser i
kraftsystemet inntil normal drift i kraftsystemet e	r gjenopprettet.	 Med driftsforstyrrelser
forstås her utløsning, påtvunget eller utilsiktet utkobling, eller mislykket innkobling som
følge av feil i kraftsystemet, slik dette forstås i forskrift	.
Hvis det foreligger feil eller skade som gjør at øvrige opp	varmingskilder i bygningen eller
i fjernvarmeanlegget ikke kan brukes, er forbudet i § 4 ikke til hinder for at mineralolje kan
brukes til oppvarming. 	Bruk av mineralolje til oppvarming skal da begrenses til den tiden
det tar å utbedre slik feil eller skad	e uten ugrunnet opphold

I kuldeperioder vil tilnærmet all el	-etterspørsel på marginen vil være knyttet til å dekke
oppvarmingsbehov i bygninger. Dersom forbudet også omfatter 	– eller i fremtiden vil
omfatte 	- bruk av mineralolje til drift av aggregater for å dekke det marginale
effektbehovet, kan aggregatene utrustes/bygges for bruk av bioolje eller biogass.
Aggregatbestanden i 	Oslo og Akershus
Det finnes ingen offentlige oversikter over installerte aggregater, og SSBs
importstatistikk er derfor benyttet som grunnlag for å anslå 	aggregat	-kapasiteten i 	Oslo
og Akershus	, supplert med informasjon 	vi har fått ved å henvende oss til en a	v de store
leverandørene i det norske markedet	, og en kommune i regionen.
Teknisk/økonomisk levetid for store dieselaggregater er 15 	– 20 år, og akku	mulert import
de 15 siste årene bør derfor være et konservativt anslag for aggregatbestanden 	i Norge.
Det vil antagelig være lite hensiktsmessig å benytte små aggregater i et organisert

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	51
opplegg med alternativ til nett, og vi legger til grunn at det kun er den største
aggregatklassen i SSBs importstatistikk som er av interesse for dette formålet, 	dvs.	 de
som er større enn 375 kVA. Av strukturelle årsaker, blant annet at
fiskeoppdrettsnærin	gen er en storbruker av aggregater, kan vi gå ut fra at 	Oslo og
Akershus	 har mindre andel av den norske aggregatbestanden enn folketallet skulle tilsi.
Vi antar derimot at dette er en øvre grense og at den nedre grensen er 	ca.	 en tredjedel
av dette. Videre	 har vi antatt at aggregatenes gjennomsnittsstørrelse i denne kategorien
er 	ca.	 500 kVA (”	kW”). Antagelig finnes det noen hundre velfungerende dieselaggregater
med størrelse over 500 kVA i 	Oslo og Akershus	, blant annet i kommunene. Flere av dem
kan være be	tydelig større enn dette, ettersom også de største aggregatene er med i
denne delen av SSBs statistikk.
Samlet anslag for bestanden av store aggregater i 	Oslo og Akershus	 er 150 	- 450 MW.
Vi legger til grunn at ingenting av dette er i bruk i referansebanen	.
Kostnader
De variable driftskostnadene er avhengig av aggregatstørrelse, virkningsgrad og
brensel	18. For et aggregat på 1 MW, med diesel/lettolje som brensel kan de påregnes å
være 	ca.	 2.800 	– 3.300 kr/MWh inkludert CO	2-avgift. Ved bruk av bioolje vil de	nne
kostnaden være 	ca.	 500 kr/MWh høyere enn dette, gitt brenselspriser per juni 2017.
Dersom det kun produseres kraft for å dekke de lokale behovene, kan bygningsmasse
og andre anlegg som skal betjenes kobles fra nettet ved oppstart av aggregatene. Dette
gir svært små tilleggsinvesteringer i eksisterende anlegg ved bruk som alternativ til nett.
Det er imidlertid to ulemper ved denne løsningen:
• 	Aggregatenes kapasitet blir ikke fullt utnyttet, ettersom de kun vil betjene lokale
behov.
• 	Leveringssikkerheten b	lir redusert for lokale brukere, ettersom de er koblet fra
nettet.
Dersom produsert kraft skal mates inn på nettet, vil det kreve investeringer i området
100.000 	– 700.000 kr/MW, avhengig av stedlige forhold, aggregattype og 	–størrelse.
Miljø og miljøko	stnader
Sjablongmessig kan en anta at 1 liter olje gir 3 kWh elektrisitet fra et dieselaggregat.
Virkningsgraden er høyere desto større aggregatet er. I høylast vil all elektrisitet bli brukt
til varmeproduksjon på marginen.
Aggregatene slipper ut 	ca.	 tre	 ganger så mye CO	2 per kWh varme produsert (hos
sluttbruker av elektrisitet) som et oljefyringsanlegg. For andre utslippskomponenter er
denne faktoren høyere. Årsaken til disse forskjellene er dels at virkningsgraden er lav,
dels at forbrenningen er mindre	 fullstendig i en dieselmotor, fordi det benyttes en
diskontinuerlig forbrenningsprosess). I en fyrkjel benyttes en kontinuerlig
forbrenningsprosess, med mer fullstendig forbrenning.
Type brensel og renseutstyr vil avgjøre utslippsfaktorene fra aggregatene	. Lokalisering
av aggregatene og pipehøyde vil avgjøre bidraget til eksponering og dermed

18 Foruten lettolje/diesel kan dieselaggregater, med mindre modifikasjoner, benytte LPG eller
naturgass som brensel. Det er antagelig mindre aktuelt for nødstrøm	- og reservekraftaggregater
enn for dieselkraftverk i permanent drift.

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
52	 	 	Vista Analyse
helseskade. Typisk vil lokaliseringer i Akershus være bedre enn indre Oslo. Mange
aggregater har lave pipehøyder, som bidrar til lokal helseskade
Lokale utslipp er ik	ke internalisert gjennom prisene, og virkningene på lokal luftkvalitet
må derfor vurderes spesielt. Siden anleggene tenkes brukt på kalde dager da den lokale
luftkvaliteten i Oslo	-gryta ofte er dårlig, er dette et viktig moment som må tas med i
vurderingen	 av tiltaket.

Figur 	4.1 Akkumulert import av aggregater til Norge de siste 15 år

Kilde: 	SSB	. 1 kVA antas å være lik 1 MW.
Videre arbeid
Her, som på andre områder som drøftes, vil det være skalafordeler å hente; dels ved å
benytte så store aggregater som mulig, dels ved ”flåtedrift”, der mange aggregater
administreres og driftes under ett. Antagelig vil en kunne få en foreløpig, men god
ove	rsikt over eksisterende aggregater ved å henvende seg til aktører i de kategoriene
som er listet lenger opp.
4.3	 Brenselsfyrte kjeler som spisslastreserve	 og backup	.
Som det fremgår av omtalen av 	Forskrift om forbud mot bruk av mineralolje til
oppvarming av 	bygninger	 i 4.2, 	er forbudet i § 4 er ikke til hinder for at mineralolje brukes
ved driftsforstyrrelser i kraftsystemet inntil normal drift i kraftsystemet er gjenopprettet.
Det åpnes altså for bruk av olje til backup. 	Formålet er åpenbart ikke at olje	-bac	kup skal
være et 	alternativ til nett	, men det kan likevel være behov for å avklare hvilken betydning
denne backup	-muligheten kan ha i 	et 	system	-perspektiv. Helt uten innflytelse på

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	53
vurderinger av risiko, kostnad og nytte vil den neppe være, gitt de nære
sa	mmenhengene mellom kraftsystem og varmebalanse.	 I den videre drøftingen legges
dette perspektivet til side, og vi forutsetter at mineralolje ikke kan benyttes til oppvarming
av bygninger.
Som det fremgår av drøftingene under 	2.5	, særlig 2.5.5, 	er det betydelig usikkerhet om
omfanget av oljefyrte varmeinstallasjoner og deres effektbidrag til oppvarming av
bygninger i 	Oslo og Akershus	. Når forbudet mot bruk av mineralolje til oppvarming av
bygninger trer i kraft vil det 	antagelig 	være mest aktuelt å benytte bioolje	19 i slike anlegg.
I prinsippet blir da to typer tiltak aktuelle:
• 	Nye installasjoner
• 	Konvertering av eksisterende anlegg til	 bruk av bioolje
Selv med de laveste anslagene for oljens effektbidrag i 	Oslo og Akershus	 de seneste
årene, slik som i Statnetts prognoser, vil gjenværende installasjoner ha en samlet
kapasitet på minimum 400 MW, og det vil ikke være behov for	 å bygge 	nye	 anlegg som
alternativ til nett. Det kan imidlertid være et stort 	potensial	 for ombygging av eksisterende
anlegg slik at de kan benytte bioolje. De største anleggene er best egnet, dels fordi det
er knyttet skalafordeler til effektnivået, dels fordi antalle	t anlegg som brukes som
alternativ til nett med fordel kan begrenses.
Kostnader og 	potensial
Ved konvertering til bruk av bioolje vil investeringskostnaden variere med kjelanleggenes
størrelse, utførelse og tilstand. I anlegg der eksisterende brenner kan 	benyttes, og hvor
forholdene for øvrig ligger godt til rette, vil konverteringen kunne begrenses til
justeringsarbeid, filterbytter og rensing av tank og rør. Den laveste kostnaden vil en få i
store anlegg av denne typen, og konverteringen antas da å koste	 ca.	 25.000 kr/MW. I
den andre enden av kostnadskurven er de små anleggene som må utstyres med ny
brenner, og der det er nødvendig med ny oljetank, røranlegg etc. I prinsippet ligger
kostnadene her tett opp under de en vil møte for helt nye anlegg.
I de s	tore kjelanleggene i yrkesbygg vil det som oftest være en profesjonell
driftsorganisasjon, og vi antar 	her et	 tekniske potensial på 1.200 MW	, basert på 	SSBs
fylkesfordelte utslippstall for klimagasser 	i 2009 og en brukstid på 1500 timer (	jf
drøftingen i av	snitt	 2.5.5). 	Innenfor denne kjelbestanden er det antagelig mange små
anlegg, og en del av de øvrige er overdimensjonert i forhold til lokale behov, slik at de
nyttiggjorte effekt	-bidragene vil være mindre enn kjelanleggenes tekniske kapasitet. Vi
anslår 	derfor det praktiske potensialet til å være halvparten av det tekniske, dvs. 600
MW. Innenfor dette antar vi en konverteringskostnad som stiger jevnt fra 25.000 kr/MW
til 100.000 kr/MW.
Vi vet ikke i hvilken grad brenselsfyrte kjeler fases ut i referanse	banen. Antagelig er det
en liten andel ombygging til bioolje mv i referansebanen, men vi vet ikke det heller.
Potensialet på 600 MW må tas som en illustrasjon som er kompatibelt med ulike
forutsetninger om det tekniske versus praktiske potensialet, og for	utsetninger i
referansebanen.
Det må i tillegg påregnes faste kostnader for at anleggene skal være til disposisjon som
alternativ til nett, og i noen tilfeller kostnader for fjernstyring.

19 Det er også teknisk mulig å benytte biogass, forutsatt ombygging.

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
54	 	 	Vista Analyse
De variable driftskostnadene vil være 	bestemt av enhetsstørrelser/e	ffekt), 	men vil de
fleste anleggene være mellom kr 1.200 og 1.400 kr/MWh ved bruk av bioolje
Miljø og miljøkostnader
Brenselsfyrte kjeler vil gi lokale utslipp av NOx og partikler. Type brensel og renseutstyr
vil avgjøre utslippsfaktorene. Lokalisering av anlegget vil avgjøre bidraget til eksponering
og dermed helseskade. Typisk vil lokaliseringer i Akershus være bedre e	nn indre Oslo.
Lokale utslipp er ikke internalisert gjennom prisene, og virkningene på lokal luftkvalitet
må derfor vurderes spesielt. Siden anleggene tenkes brukt på kalde dager da den lokale
luftkvaliteten i Oslo	-gryta ofte er dårlig, er dette et viktig	 moment som må tas med i
vurderingen av tiltaket.
Det regnes konvensjonelt ikke klimagassutslipp av fornybare ressurser.
Videre arbeid
De oljefyrte kjelanleggene i 	Oslo og Akershus’	 yrkesbygg bør kartlegges mht teknisk
tilstand, praktisk tilgjengelig effe	kt, parallelle elektrokjeler, eierskap, forvaltning og drift.
Dersom kartleggingen gjennomføres i samarbeid med én eller flere oljeleverandører, vil
den være vesentlig mindre ressurskrevende enn uten et slik	t samarbeid.
4.4	 Energiomlegging	 basert på 	varmepump	er og
omgivelses	varme, og med 	selvstendig effektdekning
Som presisert i mulighetskapitlet bruker vi varmeverk 	basert 	på bergvarme som en
illustrasjon av de mulighetene som varmeverk gir. 	Dette er et av flere eksempler på at
lokale ressurser kan benyttes so	m grunnlag for varmeproduksjon i varmepumper, et
teknologiområde 	med lave 	forventede 	kostnader og godt 	potensial	 innenfor 	Oslo og
Akershus	. Energilagring 	i fjell 	kan 	tenkes å 	gi 	verdifulle 	effekttilskudd på kalde dager	, og
ulike former for bioenergi kan og	så bidra til effektsikkerhet som ikke er basert på
elektrisitet. 	 Vi 	drøfter her	 bergvarmens forutsetninger for å tas i bruk i 	Oslo og Akershus	,
men uten å 	differensiere mellom alle de ulike variantene som kan være aktuelle i
fremtiden 	– og uten å spesifisere kostnader. 	Slik sett er drøftingen i dette kapitlet en
påminnelse om e	t knippe teknologier og varmeressurser, snarere enn 	et konkret forslag.
Energibrøn	ner og varmelagring i fjell; ressursgrunnlag i 	Oslo og Akershus
Energibrønner og varmelagring i fjell, kombinert med varmepumper, brukes i økende,
men fortsatt forsiktig grad for varmeforsyning til bygninger. Brønner med dybder på 200	-
300 meter er ikke len	ger uvanlige, og det pågår teknologiutvikling både når det gjelder
boreteknologi, brønndybder og kollektorløsninger som vil kunne utvide bruksområdene
og senke enhetskostnadene. Bl.a. er det relativt nylig boret to brønner på 800 meter i
Asker sentrum, som	 vil bli utrustet med hver sin kollektorløsning.
Energibrønner og varmelagre i fjell gjør det mulig å sesonglagre varme. De kan også
levere betydelig effekt over korte tidsrom, typisk i kuldeperioder over noen dager. 	I
prinsippet kan disse bygges slik at 	de dekker hele det termiske effektbehovet i
bygg/grupper av bygg, og dermed i mindre grad belaste el	-nettet. Effektprofilen over året
vil likevel være betydelig mindre utfordrende enn ved bruk av direkte	-elektrisk dekning
av spisslastbehov.

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	55
Figur 	4.2 Kartlagte løsmasser i Osloområdet

Kilde: NGUs løsmassedatabase, www.ngu.no.
I Figur 	4.2 vises kartlagte løsmasser	 i et utsnitt av Oslo	-regionen. Kartet forteller lite om
energiressurser eller temperaturforhold i grunnen, men det gir indikasjoner på
kostnadene ved å bore ned gjennom løsmasser til fast fjell. Rosa farge er områder med
bart fjell, mens blått viser områd	er med leire. Det viktigste vi kan lese ut av kartet er at
det aldri er langt til bart fjell. Store mengder data fra ulike typer boreoperasjoner, både
energiboringer, grunnvannsbrønner og geotekniske boringer finnes i ulike registre både
hos Norges geologi	ske undersøkelse (NGU) og hos Vann	- og avløpsetaten i Oslo
kommune, i og nye prøveboringer vil ofte kunne avsløre tynnere overdekning i områder
som på	 kartet vises som mektige/tykke.
Energi og effekt i et balansert borehullsbasert energilager
I et balansert borehullsbasert energilager tas det ut like mye varme som det føres tilbake
i løpet av et år. Energilageret består av mange energibrønner i fjell der typisk avstand
mellom brønnene er 6	-8 meter. Brønnene er plassert i et rutenettmønster og u	tgjør til
sammen et stort bergvolum som utnyttes til energiuttak og tilførsel ved henholdsvis å
senke og øke temperaturen.
Sammenlignet med energibrønner som brukes kun til varmeuttak (oppvarming) eller
tilbakeføring av varme (f.eks. kjøling)	, er det to v	iktige forskjeller:
• 	Et energilager vil dekke samme energibehov med færre borehull.
• 	Energilagre er 	mindre arealkrevende fordi brønnene er plassert med kortere
avstand og i et rutenettmønster. Brønner til kun oppvarming bør plasseres på
en linje med minimum	 15 meters avstand, og avstanden mellom linjene
anbefales å være minst 30 meter.

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
56	 	 	Vista Analyse
I Norge er Nydalen i Oslo og Ahus på Lørenskog to av flere eksempler på
borehullsbaserte energilagre. Dette er store anlegg med kombinert oppvarmings	- og
kjølebehov. For bygg 	uten kjølebehov, kan balansen i energilageret opprettholdes ved å
tilbakeføre annen overskuddsvarme, for eksempel fra uteluft, fjernvarme, overflatevann
eller solfangere.
Figur 	4.3 Energilagring i grunnen base	rt på lukket system og bruk av borebrønner i fjell
med kollektorslange

Kilde: IEA	. Energilag	eret kan betraktes som en stor lagertank/batteri med sesongbasert uttak og
tilbakeføring av energi.

Fremtidsutsikter, kostnadsfremskrivninger
I NVE rapporten «Ko	stnader i energisektoren» 	(NVE, 2015a) 	presenteres
fremskrivninger av kostnader for 41 ulike former for varmeproduksjon til 2035. 	I avsnitt
3.3	 refererte vi til rapportens anslag for 	dagens	 kostnader. 	Tre av de syv antatt billigste
alternativene i 2035 er bergvarme	-/varmepumpebaserte, og betjener både varme	-og
kjølebehov. Det er usikkert om og hvordan effektutfordringen kan møtes på en
konkurrans	edyktig måte uten elektrokjel, men bergvarme kombinert med varmelagring i
fjell virker lovende. Hvis elektrokjeler har sin berettigelse i disse anleggene utenfor de
aller kaldeste periodene, kan en se for seg at elektrokjeler, varmepumper,
avfallsforbrenni	ng og ulike former for bioenergi etc vurderes i hvert enkelt tilfelle som
varmekilde for lading av varmelagrene, slik at høye effektbehov kan dekkes ved å tappe
varmelagrene på de kaldeste dagene.
Videre arbeid
Potensialet for bruk av energibrønner til ef	fekt	-formålffekt må utredes 	bedre.
Eksisterende anlegg er i hovedsak dimensjonert for å dekke grunnlastbehovet til
varmeleveranse, men det er en økende trend med større varmepumper som gir høyere
effektdekning i de nyere grunnvarmeanleggene. Utnyttelse av 	potensialet for «salg» av
varmeeffekt i fjernvarmenettet er i liten grad vurdert tidligere.

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	57
De innledende vurderingen ovenfor viser at det trolig er mange muligheter for utnyttelse
siden varmepumpeanlegg med energibrønner har en viss fleksibilitet særlig 	når det
gjelder kortvarige effektuttak. Fleksibiliteten i effektuttak kan også optimaliseres
ytterligere hvis man inkluderer andre faktorer som strømningshastigheter i
kollektorvæsken, større og andre typer kollektorer, høyere temperaturer osv.
I det vide	re arbeidet anbefales følgende:
• 	Gjøre en systematisk vurdering av hvordan ulike typer grunnvarmeanlegg egner
seg for leveranse av varmeeffekt inn i fjernvarmenettet, eller på annen måte kan
redusere behovet for overføring av elektrisk effekt i strømnettet	. Med ulike typer
grunnvarmeanlegg menes større anlegg med energibrønner i fjell til kun
oppvarming (f.eks. skoler og sykehjem), større varmepumpeanlegg basert på
uttak av grunnvann, eneboliganlegg osv. Vurderingene baseres på
beregningseksempler.
• 	Se 	nøyere på strategier som sørger for at grunnvarmeanlegget leverer nok
varmeeffekt til eget bruk før det kan levere overskuddseffekt til fjernvarmenettet.
• 	Se spesielt på lagring av høytemperatur overskudds	-/fjernvarme i
borehullsbaserte energibrønner i fjel	l og overlagring av varme i store
brønnparker til ca. 50	-60 	C. Vurderingene baseres på beregningseksempler.
• 	Vurdere realismen i og praktisk løsning for leveranse av varmeeffekt i
fjernvarmenettet.
• 	(Øke effektuttaket med 3 ganger i en periode fra noen time	r til ca. 1 uke.)
4.5	 Lastflytting
Lastflytting benyttes til å fordele fleksible laster over tid, fortrinnsvis slik at samtidighet
unngås/reduseres i perioder/timer med store ikke	-fleksible laster. Tiltakene som drøftes
her	 er styring av varmtvannsberedning, 	bygningsoppvarming og elbil	-lading. For disse
formålene er det ikke aktuelt å flytte laster over store tidsrom. I praksis vil det dreie seg
om flytting noen timer om dagen for å jevne ut dagprofilen, og om flytting fra dag til natt.
I begge tilfeller er ha	ndlingsrommet begrenset av lastspredningen vi har i
utgangspunktet. Potensialene som benyttes nedenfor vil være addisjonelle til 	Statnetts
fremskrivninger 	dersom de realiseres innen 	2040	. Noe vil også være addisjonelt 	etter
2040. Det er altså snakk om dels	 å fremskynde og dels legge til tiltak i forhold til
referansebanen.

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
58	 	 	Vista Analyse
Figur 	4.4 Lastprofilen for syv kalde dager i januar 2016

Kilde: 	 Vista Analyse AS, 	basert på timesmålinger fra Statnett

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	59
I Figur 	4.4 avbildes lastprofilen for 	syv	 kalde dager i januar 2016, lørdag til fredag.
Lastbildet om dagen avgrenses vanligvis g	anske tydelig, slik som her, mellom kl 08 og
23, mens natten avgrenses mellom kl 23 og 08 neste morgen. Vi får da en 15	-timers dag
og en 9	-timers natt. Den røde trendlinjen kan betraktes som et glidende gjennomsnitt,
og ligger naturlig nok nærmere bølgetop	pene enn bølgebunnene 	– som en følge av at
dagprofilen er bredere enn nattprofilen.
Uansett hvor stor fleksibiliteten på forbrukssiden er 	innenfor	 døgnet, vil lastene sjelden
kunne bringes lenger ned enn døgnets gjennomsnittslast ved lastflytting alene. E	nkle
analyser av timelaster indikerer at en ideell lastfordeling over døgnet vil kunne redusere
maksimal timelast (om dagen) med 500 +/	- 100 MW. Dette reduksjonspotensialet kan
imidlertid bli vesentlig beskåret i perioder med både kalde dager 	og	 kalde nett	er.
I slike perioder kan fleksibiliteten økes ved å styre lastene med et lengre tidsperspektiv
enn 24 timer, men selv med perfekt informasjon om de neste 36 timene (mht ute	-
temperatur, brukeratferd etc) bør det legges til grunn at lastflytting alene ikke 	alltid vil gi
tilstrekkelig kontroll med lastsituasjonen. Dette indikerer at fleksibilitet i form av
lastreduksjoner (	f.eks.	 ventilasjon), alternativ spisslastdekning og aggregater kan være
viktige 	bidrag til robust nettdrift	, i tillegg til lastflytting.
4.6	 Lastflytting med varmtvannsberedere
Størrelsen på vannmagasinet samt temperaturinnstillingene bestemmer berederens
kapasitet som varmelager. Denne kapasiteten kan utnyttes til å varme opp vann (med
elektrisitet) om natten, mens tappevannsforbruket i hoveds	ak foregår om dagen. Hvis
lagringskapasiteten er stor nok kan hele el	-forbruket legges til natten. Det reelle
fleksibilitetspotensialet bestemmes av et samspill mellom flere forhold:
• 	Beredervolum
• 	Temperaturinnstillinger
• 	Elkolbens effekt
• 	Tappevannsforbruk
• 	Tappeprofil over døgnet
Tiltak og kostnader for lastflytting med varmtvannsberedere
De fleste varmtvannsberedere i Norge består av et trykksatt vannmagasin med en eller
flere el	-kolber som varmekilde. I Oslo og Akershus er en del av disse erstattet med
vannvarmere basert på fjernvarme, men størsteparten av tappevannsoppvarmingen i
Oslo og	 Akershus	 kan antas å være basert på elektrisitet fremdeles, i hovedsak i form
av 	forrådsberedere eller spiralberedere. Begge disse beredertypene er konstruert for å
lagre varme, slik at den elektriske effekten ikke trenger å være like stor som sanntids	-
forbruket av varmt tappevann. Forholdet mellom elektrisk effekt og vannvolum
(energilagerets størrelse) er likevel svært forskjellig i små husholdninger og store
fellesanlegg (i boligblokker), ettersom samtidighetsfaktoren varierer med antall personer
et anl	egg skal betjene. I fellesanlegg er samtidighetsfaktoren mindre desto flere personer
som skal betjenes. (Sannsynligheten for at ”alle” skal dusje i løpet av én time i en
husholdning med to personer er betydelig større enn at alle i en boligblokk med 60
lei	ligheter skal gjøre det.) I store fellesanlegg kan derfor både beredervolum og elektrisk
effekt per person være en tidel av størrelsen i en liten husholdning. På aggregert nivå
betyr det at de tekniske forutsetningene for lastflytting er størst i de små hu	sholdningene
med lite varmtvannsbehov i løpet av dagen. På den annen side består dette segmentet
i boligsektoren av svært mange små anlegg, slik at 	kostanden til 	utstyr til styring av laster
kan bli høy per megawatt. 	Bare rimelig utstyr er derfor aktuelt, 	med mindre vi kan
forvente store prisforskjeller mellom dag og natt. I kostnadsoverslagene her er det lagt

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
60	 	 	Vista Analyse
til grunn at et enkelt koblingsur settes inn mellom kontakt og berederstøpsel og slår av
el-tilførselen hele dagen, mens berederen leverer lagret var	me frem til neste natt. I en
mer raffinert variant kan uret åpne for el	-tilførsel korte perioder i løpet av dagen, slik at
lagerkapasiteten kan utnyttes til lastflytting fra dag til natt/evt lastflytting innenfor dagen,
selv om berederen ikke er i stand ti	l å lagre hele døgnforbruket frem til neste natt. Enda
bedre kan det bli om termostatfunksjonen har ett temperaturnivå for natten og et annet
for dagen. I små, eksisterende anlegg blir det imidlertid dyrt. I nye beredere vil 	en slik
termostatfunksjon	 antag	elig bli en selvfølge hvis det forventes tilstrekkelige prisforskjeller
mellom dag og natt	 i de store markedene	. Hvis prisforskjellene er store nok, kan det
forventes at beredere utstyres med adaptive styringssystemer som tilpasser
effektbruken til forbruk	s-vanene i den enkelte husholdning 	– og til energi	- og
effektvariasjoner over døgnet og året.
Varmtvannsforbruket i yrkesbygg er svært lavt (små volumer/effekter), og det er derfor
bare gjennomført beregninger for husholdningene.
Et godt 	- og rundt 	- ans	lag for årlig forbruk av energi til varmt tappevann per person i
husholdningene er 1000 kWh. For 	Oslo og Akershus	 betyr det 	ca.	 3500 MWh/døgn. Vi
antar at 500 MWh er ”utilgjengelig” for tiltak av ulike årsaker, slik som bruk fjernvarme,
olje og varmepumper	 m.m. 	Ca.	 500.000 husholdninger med et forbruk på 3000
MWh/døgn behandles i våre videre analyser. Hvis alle husholdninger hadde en
standardbereder på 200 liter ville den samlede (utnyttbare) lagringskapasiteten i 	Oslo og
Akershus’	 bolig	-beredere antagelig 	vært mer enn 3.000 MWh. Når det tas i betraktning
at en stor del av befolkningen bor i blokkbebyggelse med fellesanlegg for varmt
tappevann, vil dette varmelageret antagelig være nærmere 2.000 MWh. Disse
strukturelle egenskapene i berederbestanden er bakgr	unnen for forskjellene mellom de
tre kategoriene lenger ned.
Berederbestanden i 	Oslo og Akershus	 er ikke kartlagt, etter det vi kjenner til. Her
kombineres derfor data fra SSBs boligstatistikk med normer for dimensjonering av
beredere for ulike anleggsstør	relser. Resultatet benyttes til å etablere er tre
kostnadskategorier:
Tabell 	4.4 Tiltak og 	potensial	 i form av husstander, varmvannsberedere
Bereder	 	Tiltak
Bereder
1
250.000 små husholdninger med en eller to beboere og individuell
varmtvannsforsyning (egen bereder).
Tiltak: Koblingsur + termostatjustering i enkeltberedere
Bereder
2
125.000 husholdninger i blandet bebyggelse, inkludert alle fellesanlegg i
blokkbebyggelse.
Tiltak: Koblingsur + termotatsjustering i enkeltberedere og fellesanlegg.
Bereder
3
125.000 husholdninger i blandet bebyggelse, ingen fellesanlegg i
blokkbebyggelse.
Tiltak: Koblingsur + termotatsjustering i enkeltberedere.
Kilde: 	Vista	 Analyse

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	61

Tabell 	4.5 Investeringskostnad og 	potensial	, varmvannsberedere
 	Døgnforbruk,
MWh
Antatt
flyttbar
energi,
fra dag
til natt
MWh
Gjennomsn	ittlig
effektreduksjon,
MW*
Ma	ksimal
effektreduksjon
MW**
Investering
kr/MW
Bereder
1
1000	 	700	 	47	 	180	 	210 000
Bereder
2
1000	 	500	 	33	 	70	 	280 000
Bereder
3
1000	 	300	 	20	 	50	 	380 000
Kilde: Vista Analyse
* Flyttet energi fordelt på 15 timers dag
** Antatt sammenlagring i maks	-timen. Her har vi ikke data eller empiri å støtte oss på, og tallene er med
hensikt valgt for at summen skal korrespondere med Xrgias, Hafslunds og 	Statnetts	 estimater. Forholdet
mellom tallene i de to effekt	-kolonnene er uli	kt for de tre kategoriene. Årsaken er at det er gjort et
skjønnsmessig påslag for maksimal sammenlagring knyttet til at installert effekt per husholdning er høyest i
kategori 1, og fallende i de to andre kategoriene.
Det er svært mye usikkerhet knyttet til	 disse beregningene, både mht berederbestandens
sammensetning og vilkår/kostnader for gjennomføring av tiltak. Våre kostnader
forutsetter blant annet at et enkelt koblingsur settes inn mellom bereder og veggkontakt
av boligeieren selv. Der berederen har fa	st tilkobling må imidlertid elektriker tilkalles. Da
kan kostnaden bli prohibitiv.
Referansebanen 	inneholder en sjablonmessige virkninger av lastflytting for bl a elbil	-
lading og varmtvannsberedere, men det presenteres ikke eksplisitt hvordan dette er
ford	elt på ulike tiltak 	– eller hvilke forutsetninger som er lagt til grunn vedr bruksmønster,
beredereffekter og 	–volumer
Berederne som ble benyttet da det var t	-tariffer med billig natt	-strøm i Oslo, var utformet
nettopp for å magasinere hele døgnforbruket	 basert på tilført effekt om natten. Slike
beredere vil selvsagt være ideelle i 	alternativ til nett	, men det er mange år siden disse
tariffene forsvant, og det finnes ingen oversikt over gjenværende beredere av denne
typen.
Videre arbeid
Berederbestanden 	i Oslo og Akershus	 kartlegges og analyseres mht 	beredertyper,
volumer, effekter og styringsmuligheter. 	Tappevannsforbruk, effekter og volumer antas
å være betydelig større i boligsektoren enn i yrkesbyggene	, men det bør likevel vurderes
å se denne kartleggi	ngen i sammenheng med kartlegging av 	ventilasjonsanlegg	 og
bygninger.

4.7	 Lastflytting 	- lading av e	lbil	er
I dette avsnittet vil vi ta utgangspunkt i Optim	eerings prognose for elbilutviklingen, i
rapporten Energi	- og effektprognoser 	Oslo og Akershus	 2050	 (Optimeering	, 2016) 	og
drøfte potensialet for flytting av elbilenes ladelaster. Det har vært en kraftig økning i

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
62	 	 	Vista Analyse
elbilsalget de siste årene, og det antas i prognosen at veksten vil fortsette. En større
elbilpark vil samlet sett øke strømbruken, men opplad	ingen av bilene er i stor grad
fleksibel ettersom bilene står stille store deler av tiden, har relativt stor batterikapasitet
sammenlignet med energiforbruk på gjennomsnittsdager, og ofte er eller kan være koblet
til ladepunkt.
I prognosen til Optim	eering antas det at antall privatbiler per person holdes konstant på
dagens nivå og at elbilandelen av den samlede personbilparken øker fra dagens 4,5
prosent	 til 70 	prosent	 i 2040, det vil si 400	 000 elbiler i 	Oslo og Akershus	 i 2040.	20
Mesteparten av vekst	en finner sted etter 2025. Det forutsettes at elbilenes
gjennomsnittlige kjørelengde øker fra dagens 7 000 km/per år til 14 000 km/per år i 2040,
og at elbilenes spesifikke forbruk holdes konstant på 0,225 kWh/km. Elforbruk per elbil
vil da være 3150 kWh p	er år, og gjennomsnittlig 8,6 kWh per dag. Videre antas effekten
til elbilladerne å være den samme som i dag. Andelen hjemmelading i husholdningene
antas å øke fra dagens 70 prosent, til 83 prosent.
Optime	ering legger til grunn at teknologien og insentiven	e vil være på plass for å kunne
gjennomføre laststyring i fremtiden. Dette er vi enige i, ettersom flere muligheter er
allerede tilgjengelige og stadig nye kommer til. Per i dag er elbillading for det meste styrt
manuelt, men mange benytter allerede tidsi	nnstillinger, regulerbar lade	-effekt og ”apper”
for ladestyring over internett via trådløse nettverk der bilene står parkert 	– eller over
mobilnett. Ved hjelp av AMS	-teknologi og andre former for to	-veis	-kommunikasjon vil
lading kunne styres med utgangspun	kt i priser, bruker	-preferanser og andre forhold. Fra
2018 skal alle nye biler være utstyrt med Ecall	21-kompatibelt sim	-kort. Dette åpner for
toveis	-kommunikasjon med alle (nye) biler 	– og dermed også for at lading kan tilpasses
last	-situasjonen i nettet de	r bilene befinner, uavhengig av hvor dette er. Mange fysiske
produkter, systemer og forretningsmodeller for styring av elbil	-lading utvikles etter alt å
dømme først for markedene i land med store utfordringer i energisektoren. Andre vil
antagelig utvikles 	med et egnet blikk for det norske markedet.
Potensial
Potensialet for styrt elbil	-lading kan antagelig bli betydelig, ettersom den norske
elbilparken er relativt stor og fordi elbilene brukes en liten del av døgnet. Formålet med
last	-styringen vil først 	og fremst være flytting av laster mellom timer på dagtid og fra dag
til natt. System	-nytten av slik lastflytting begrenses av andre fleksible og ikke	-fleksible
lasters størrelse og fordeling døgnet. (Når alle timelastene nærmer seg døgnets
gjennomsnittlige	 timelast er det ikke mer å hente.)
I tillegg til en rekke forhold som vi ikke drøfter her, er maksimal lade	-effekt vesentlig for
utnyttelse av fleksibiliteten.
Maksimal lade	-effekt; utfordringer og muligheter
Større lade	-effekt per elbil øker i prinsipp	et den maksimale samtidige elbil	-lasten i nettet.
Dersom ladingen av elbiler styres effektivt, vil imidlertid også fleksibiliteten kunne
utnyttes bedre ved lastflytting: Handlingsrommet for lading om natten blir større, lastene
kan styres til avgrensede t	idsrom og tilpasses komplementært til andre, mindre fleksible
laster. 	Tabell 	4.6 gir en oversikt over ladetid og maksimal ladeeffekt ved ulik
ladekapasitet på elbilparken i 2040. Dersom en ladekapasitet på 2 kW per bil skal dekke

20 I Statnett (2017b), som ble offentliggjort etter vårt arbeid med elbilstiltaket, er forutsetningene
noe mer aggressive og det antas 70 prosent andel allerede i 2030, og 535	 000 elbiler i 	2040.
21 Nødanropssystem som oppretter kontakt med en alarmsentral ved en ulykke og sender ut
informasjon om bilens posisjon. (EU, 2015)

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	63
det gjennomsnittlige forbruket på 8,6 kWh 	per dag, vil ladetid per dag være minimum 4,3
timer. Dersom alle bilene lader maksimalt og samtidig, vil dette gi en effekt på 800 MW.
Dersom ladekapasiteten i stedet er 10 kW per bil vil gjennomsnittlig ladetid per dag være
0,9 timer og maksimal samtidig 	lade	-effekt 	vil 	være 4000 MW. Gitt at 83 prosent av
ladingen foregår i husholdningene, utgjør de maksimale, aggregerte lastene knyttet til
dette henholdsvis 664 og 3320 MW. På en gjennomsnittsdag kan det se ut som den
marginale nytten av ladekapasitet på m	er enn 4 kW er liten 	– de fleste lar uansett bilen
stå de 2,2 timene det tar å etterfylle dagsforbruket. 	Vi har da 1300 MW maksimalt flyttbar
last. 	De dagene i året hvor bilen brukes betydelig mer enn gjennomsnittlig, vil antagelig
elbileierne verdsette hø	yere kapasitet. Det synes derfor rimelig å forvente at
ladekapasiteten vokser med tiden. Med det vokser også både behovet for laststyring	-
og mulighetene til å utnytte elbilenes fleksibilitet.
Det har vist seg vanskelig å få presis informasjon om ladekap	asitet og ladesamtidighet i
referansebanen. Potensialet er dessuten avhengig av insentivene i form av lavere pris
og av enkelhet for forbrukeren. På usikkert grunnlag legger vi til grunn at 200	-250 MW i
praksis vil kunne flyttes i 2040, utover det som ligg	er i referansebanen.
Tabell 	4.6 Ladetid og 	-effekt ved ulik ladekapasitet i 2040
Ladekapasitet per bil, kW

2 	4 	6 	8 	10
Ladetid 	i gjennomsnittsdøgnet,
timer
4,3	 	2,2	 	1,4	 	1,1	 	0,9
Ma	ksimal samtidig 	ladeeffekt,
MW
800	 	1600	 	2400	 	3200	 	4000
Herav 83 prosent hjemmelading	 	664	 	1328	 	1992	 	2656	 	3320
Kilde: 	Vista Analyse
Kostnader
Gjennom bruk av adaptive styringsalgoritmer og avtaler som differensierer mellom ulike
nivåer av betalingsvillighet for å unngå komfort	-tap etc, vil brukernes kostnader antagelig
kunne bli svært små selv om en betydelig andel av elbilenes lade	-fleksibilite	t tas i bruk.
Etterhvert som de teknologiske mulighetene tas i bruk i stadig større grad og
hensiktsmessige prisstrukturer innføres, bør laststyring kunne medføre en gevinst for
elbileierne i form av lavere strømutgifter. Insentiver er antagelig viktigere	 enn direkte
kostnader for dette tiltaket.
Elbiler som batterier for strømnettet
Ved flytting av ladelaster utnyttes elbilenes lade	-fleksibilitet uten at energi overføres
fysisk fra bilenes batterier til nettet. Dersom bilene (og laderne) gjøres i stand t	il å mate
strøm inn på nettet vil de representere et betydelig større fleksibilitets	potensial	. Basert
på kostnadsframskrivninger av batteriteknologi ser Optimeering det som ytterst tvilsomt
at batterier til slik bruk vil bli lønnsom innen 2035. De beregner at prisdifferansen i
sluttbrukerpris mellom peak og off	-peak må være nærmere 35 øre/kWh for 	at batterier
skal lønne seg som utjevningsmekanisme. Den gjennomsnittlige differansen var i 2014
2,5 øre/kWh. Derfor forventer de ikke bidrag til utflating av husholdningens døgnprofil
gjennom bruk av batterier, verken i form av enkeltstående batterier el	ler «Vehicle to
grid(V2G)» før 2040.

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
64	 	 	Vista Analyse
Her vil imidlertid effekttariffer også bidra til prisspredning. Sammen med økt volatilitet i
strømprisen er det etter vårt syn ikke utenkelig at prisspredningen over døgnet på dager
med presset kapasitet kan overstige 	35 øre. Dersom teknologien som tillater toveislading
blir utbredt i elbilparken og laderne vil bilene kunne fungere som batterier for
husholdningene og dermed (indirekte) for nettet. Batterikapasiteten i nyeste versjon av
den mestselgende elbilen i Norge t	il nå, Nissan Leaf, er 30 kWh, mens de største
batteripakkene i Teslas modellutvalg er 100 kWh.
Dersom 400.000 elbiler i 2040 har en gjennomsnittlig batteripakke på 50 kWh, gir det en
samlet batterikapasitet på 20.000 MWh i 	Oslo og Akershus’	 elbiler. For	 bilens og
batterienes vedkommende kan det tas ut effekter som tilsvarer motorens ytelse, men av
praktiske og økonomiske grunner vil det antagelig bare være aktuelt å ta ut bare en
brøkdel av dette, 	f.eks.	 7 kW, omtrent som begrensningene i en 32 A	-kurs. 	 Selv med
denne måteholdne forutsetningen kan det teoretisk tas ut en effekt på 2.800 MW fra
elbilene i 	Oslo og Akershus	. Om 25 	prosent	 av elbil	-parken er fulladet og tilgjengelig for
tapping, kan det tas ut 700 MW i 7 timer, eller energien kan fordeles ov	er flere timer,
f.eks.	 350 MW i 14 timer. Vi har imidlertid ikke lagt dette potensialet inn i beregningene i
neste kapittel siden det per i dag fortoner seg noe usikkert.
Dersom elbilenes batterier skal utnyttes på denne måten forutsetter det at vekselret	tere
og annet nødvendig utstyr kommer på plass i bilene og/eller laderne. Avkastningen av
disse merinvesteringene vil opplagt bli høyere med økende omfang av ”batteritapping”.
Det motsatte gjelder batteriene, ettersom de taper verdi i takt med antall lades	ykluser.
På dette området bør det altså være en god balanse mellom flere fremtidige
forutsetninger dersom elbilenes batterier skal bli utnyttet som alternativ til nett:
• 	Kostnader for vekselrettere og annen kraftelektronikk og batterier.
• 	Kort	-og langtidsege	nskaper for batterier.
• 	Verdien av lastflytting innenfor og mellom timer og døgn.
Fullt utbytte av elbilenes fleksibilitet
Det er ikke vanskelig å forestille seg at elbilenes ladekapasitet og batteristørrelse 	øker	,
og at både lading og utlading kan styres 	og bruker	-tilpasses i store porteføljer av elbiler
vha smarte algoritmer og innenfor differensierte avtalemodeller. Om vi legger til effektive
prognose	-verktøy for utetemperatur og last	-situasjon, virker det svært rimelig at elbilene,
teknisk og komfortmes	sig sett, kan bidra til lastflytting 	- ikke bare innenfor, men også
mellom døgn. 	I beregningene i neste kapittel har vi imidlertid vært nøkterne, også fordi
det er uklart for oss hva som befinner seg i referansebanen.
Videre arbeid
Elektrifisering innen transport	- og anleggssektoren ser ut til å gå raskere enn mange
hadde forutsett, og det er antagelig behov for gode fremskrivninger av denne prosessen,
der det også tas høyde for at hydrogen kan bli tatt i bruk i segmenter av
transpor	tsektoren.
4.8	 Lastflytting med bygninger som varmelager og
fleksibilitetsressurs
Alle bygninger har kapasitet til å lagre varme i selve bygningskroppen, men denne varier
i svært stor grad, både pga av ulike materialer og forskjellige måter å bruke dem på.
By	gninger som i referansebanen benytter nattsenking for å spare energi, vil hver morgen
ha et høyrere effektbehov enn tilsvarende bygg med konstant temperatur gjennom
døgnet. Dette bruksmønsteret representerer altså, de facto, lastflytting fra natt til dag.
Ved å unngå nattsenking av temperaturen i disse bygningene vil effektbesparelsen tidlig

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	65
om dagen kunne være betydelig 	– fordi laster har blitt flyttet tilbake til (den foregående)
natten; Den samme virkningen kan oppnås ved å varme opp bygget om natten 	- til en
temperatur som er høyere enn normal dagtemperatur.
Når denne varmen nyttiggjøres i bygget om dagen, vil daglasten bli lavere enn i
referansebanen (med flat temperatur over døgnet). Dersom det i tillegg aksepteres en
noe lavere innetemperatur i bygge	t på slutten av dagen, vil flyttet energimengde 	– og
virkning på last	-situasjonen i nettet bli enda større. Kostnaden består i hovedsak av
merforbruk av energi om natten, transaksjonskostnader og evt investeringer i styring.
For mange av de aktuelle bygnin	gene kan det etableres enkle oppfølgingssystemer
(basert på ET	-kurver) som sikrer god kontroll med faktiske 	lastendringer	, forutsatt at
lastflyttingen foregår på kalde vinterdager. 	Dersom prisstrukturer ikke gir tilstrekkelige
insentiver til last	-utjevning	, kan de suppleres med avtaler som sikrer kontroll med last	-
styringen. 	Timesmålinger i bygget kan så gi tilstrekkelig dokumentasjon på at lastprofilen
er endret i samsvar med avtale på de aktuelle dagene. Denne ordningen vil da ha
karakter av ”temperaturst	yrt” drift, ikke ad hoc styring.
Faktorer som er bestemmende for bygningskro	ppens egenskaper som varmelager
Alle bygninger har varmelagringsegenskaper, men kapasiteten og de varmetekniske
egenskapene forøvrig varierer i stor grad fra bygning til bygning. T	o materialegenskaper
er spesielt viktige for størrelsen på	- 	og utnyttelsen av bygningers
varmelagringsegenskaper: spesifikk 	varmekapasitet	 og spesifikk 	varmeledningevne:
Varmekapasiteten	 er et uttrykk for hvor mye energi/varme vi kan lagre per grad C, men
den praktiske utnyttelsen av bygningen som varmelager vil vanligvis begrenses av en
øvre og nedre grense for akseptabel temperatur innendørs. 	Varmeledningsevnen	 er
(noe forenklet) et ut	trykk for hvor raskt vi kan fylle og tømme lageret for varme.
Betong har en god kombinasjon av de to egenskapene, og en tung bygning med utstrakt
bruk av betong kan lagre mye varme. Hvis betongens overflater ikke er eksponert mot
inneluften i bygget, men 	i stedet er dekket med en dårlig varmeleder, 	f.eks.	 gipsplater,
vil verken betongens varmekapasitet eller varmeledningsevne komme til nytte: 	Effekten
inn og ut av lageret blir for lav. Bygningens funksjon som varmelager blir altså bestemt
både av materiale	nes mengder, deres spesifikke egenskaper og av samspillet mellom
ulike bygningsdeler og inneluft.
Varmeinstallasjonenes betydning
For at en bygnings egenskaper som varmelager skal komme til nytte ved lastflytting må
varmeinstallasjonen kunne benytte elekt	risitet til oppvarmingsformål, direkte eller
indirekte. Dersom varmepumper bidrar helt eller delvis til varmeproduksjonen i
situasjoner der lastflytting foretas, vil virkningen av dette (på last	-situasjonen i nettet)
være mindre enn om all varme produseres	 med direkte bruk av elektrisitet. (El	-andelen
som flyttes tilsvarer den inverse av varmepumpens varmefaktor i den aktuelle
situasjonen, 	dvs.	 at lastflyttingen tilsvarer en tredjedel av flyttet varmemengde hvis
varmefaktoren er 3.) Mange varmepumpe	-install	asjoner er kun dimensjonert for å dekke
grunnlasten, mens elektrisitet eller olje/bioolje dekker spisslastene på de kaldeste
dagene. En god forståelse av potensialet for lastflytting forutsetter derfor god kunnskap
om spisslastdekningen i de aktuelle anleg	gene.
Noen bygg kan ha begrensninger i sine effektinstallasjoner, slik at varmelagrings	-
kapasiteten ikke kan utnyttes fullt ut ved oppvarming om natten 	– og at fleksibiliteten
(kapasiteten til lastflytting) derfor reduseres. Ettersom de beregnede varmetap	ene for
bygningsmassen er betydelig høyere enn målte laster i nettet, kan det ikke tas
utgangspunkt i tapsberegningene ved estimering av tilgjengelig elektrisk varmeeffekt i

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
66	 	 	Vista Analyse
bygningene. Vi lar dette stå åpent, og avgrenser den videre analysen til vurdering	er av
bygningenes 	varmelagringsevne. 	Vi avgrenser oss videre til 	yrkesbyggene	, fordi de kan
antas å ha høyere varmekapasitet og fordi mange av dem allerede har de nødvendige
styringssystemene installert.
Potensialer og begrensninger for lastflytting
Bestem	mende faktorer for bygningers egenskaper som varmelager, oppsummert:
• 	Varmekapasitet
• 	Installerte effekter
• 	Samspill mellom bygning, varmeinstallasjoner og ventilasjonssystem
• 	Aksepterte temperaturvariasjoner (natt og dag).
Om	- og i hvilken utstrekning lastfl	ytting faktisk gjennomføres, vil til dels være bestemt av
insentivene bygningseier står overfor.
Med utgangspunkt i tilgjengelige data om bygningers termiske egenskaper, er det rimelig
å anta at lastflytting i de fleste tilfeller vil være begrenset i tid 	– til 24 timer, ofte mindre.
Det er imidlertid mulig at det innenfor en portefølje av bygninger kan igangsettes
rullerende tiltak, slik at sum	-effekten på last	-situasjonen blir større eller annerledes
fordelt over tid enn enkelt	-tiltakene hver for seg. Ett	ersom denne formen for lastflytting
er direkte knyttet til oppvarmingsbehovet, vil potensialet være størst på kalde vinterdager
- og mindre desto varmere det er ute.
De konstruksjons	- og varmetekniske forutsetningene for utnyttelse av bygningers
varmelagr	ingsevne er godt kjent, men i hvilken grad disse forutsetningene er til stede i
eksisterende bygningsmasse er ikke godt kartlagt. Riktignok kan materialbruken i mange
bygninger fremgå av data i bygningsregistrene og andre informasjonskilder, men dette
gir 	ikke tilstrekkelig informasjon for beregning av lastflyttings	-potensialer.
Kostnadene for denne kategorien av tiltak vil i stor grad påvirkes av bygningsstørrelse,
tekniske systemer og en rekke andre forhold som ikke kan fanges opp her. Én
kostnadskompone	nt er imidlertid direkte knyttet til lastflyttingen 	– eller rettere sagt
flyttingen av energi: Ved bruk av bygningen som varmelager må det i
akkkumuleringsperiodene etableres en høyere innetemperatur enn i referansebanen,
hvilket fører til økte varmetap 	- og et tilhørende merforbruk av energi som er å betrakte
som en direkte driftskostnad ved denne formen for lastflytting. Dette merforbruket vil i de
fleste tilfeller antagelig være mellom 10 og 20 	prosent	 av flyttet energimengde.
Før vi går videre; et lite	 tankeeksperiment som demonstrerer hva dette dreier seg om:
Anta at alle bygninger i 	Oslo og Akershus	 varmes opp utelukkende med elektrisitet, og
at effektbehovet er 3000 MW på de kaldeste vinterdagene. Natten før en slik vinterdag
varmes så alle bygningen	e opp til en temperatur som ligger én grad høyere enn
settpunktet for ordinær dagdrift. Vi forutsetter full synkronisering i vårt eksperiment; Ved
drifts	start neste morgen slås alle varmesystemene av samtidig, og hver enkelt bygning
bidrar da med en lastre	duksjon som tilsvarer last for denne spesifikke bygningen ved
utetemperatur minus 18 	ºC	. Samlet lastreduksj	on blir da på 3 	000 MW rett etter oppstart.
Slik kan	 3 000 MW flyttes fra en dag til foregående natt! Etter hvert som temperaturen i
bygningene har f	alt til normal driftstemperatur vil de, én etter én, belaste nettet med sine
respektive effektbehov; 	- 	de kontrafaktiske lastene blir faktiske	.. I denne
nedkjølingsprosessen blir vi minnet om at lastflytting også er energiflytting, for noen av
bygningene k	aller på full effekt allerede etter en halv time, mens andre beholder
innetemperaturen i flere timer uten vesentlig energitilførsel. Når vi skal kvantifisere tiltak
for lastflytting er det derfor viktig å beskrive noe mer enn de maksimale last	-virkningene.

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	67
Virkningenes 	varighet	 må også bestemmes 	– og dermed energimengdene som skal
lagres i løpet av natten. Det faller utenfor rammene for 	denne utredningen	 å føre disse
resonnementene videre i detalj, men noen overslagsberegninger og en drøfting av dem
er tils	trekkelige for å tegne et rimelig godt bilde av muligheter og begrensninger for denne
typen lastflytting.
Figuren nedenfor viser hvordan effektiv	22 varmekapasitet og bygningens varmebehov
påvirker lastreduksjon og varighet 	– og dermed flyttet energimengde. 	Desto større den
effektive varmekapasiteten er, jo mer energi kan bygningen lagre fra natt til dag. 	– Og
desto større 	varmebehovet	 er (utette og dårlig isolerte bygninger), jo kortere tid tar det
før varmelageret er tømt og oppvarmingsystemene tas i bruk n	este dag.
Figur 	4.5 	Varmebehov og effektiv varmekapasitet

Effektiv varmekapasitet (	Wh/m2*K)
 	 	Stor	 	Liten
Varmebehov (
W/m2)

Stort
Store energimengder
kan flyttes: Store last	-
reduksjoner, medium
varighet.
Små energimengder
kan flyttes: Store last	-
reduksjoner, kort
varighet.
Lite
Store energimengder
kan flyttes: Små
lastreduksjoner, lang
varighet
Små energimengder
kan flyttes: Små
lastreduksjoner,
medium varighet
Kilde: 	Vista Analyse
Som for ventilasjonstiltakene, vil 	høye 	enhetskostnade	r antagelig 	utelukke innføring	 i
små bygninger, 	dvs.	 store deler av boligsektoren. Boligblokker er mer aktuelle	 enn små
boliger	, men beregningene nedenfor avgrenses til yrkesbyggene, ettersom
beslutningsveiene er enklere og de tekniske anleggene er større.
Lastflytting i yrkesbygg
Tilgjengelig informasjon om 	Oslo og Akershus’	 bygninger egner seg ikke for detaljerte
beregninger a	v varmelagring, men ved å ta utgangspunkt i beregninger av
varmekapasiteten i svenske eneboliger (Nyholm et al, 2016) kan det være rimelig å anta
at yrkesbyggene i 	Oslo og Akershus	 har en gjennomsnittlig, spesifikk varmekapasitet på
ca.	 50 Wh/	m2K. Dersom d	et er akseptabelt å la temperaturen innendørs svinge 1,5
grader over og 1,5 grader under foretrukket innetemperatur	 noen få, kalde dager i året	,
kan 	yrkesbyggene i 	Oslo og Akershus	 lagre varme tilsvarende 4800 MWh fra natt til dag.
En del av dem har antage	lig bedre lagringsegenskaper, andre dårligere. I 	noen	 vil 	det

22 Med begrepet 	effektiv	 varmekapasitet siktes det her til den delen av bygningens varmekapasitet
som kan ”settes i arbe	id” 	– dvs oppta og avgi varme i en døgnsyklus innenfor et akseptabelt
temperaturintervall.

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
68	 	 	Vista Analyse
være mulig å utvide temperaturintervallet, og i 	andre 	må det kanskje 	innskrenkes	.
Skjønnsmessig anslår vi at det praktiske potensialet for energiflytting i yrkesbyggene er
ca.	 4.000 MWh/døgn. Ve	d å administrere porteføljen av byg	ninger	 med ulike egenskaper
på en hensiktsmessig måte, vil denne energimengden antagelig kunne fordeles over tid
i henhold til behov, 	dvs.	 at den kan benyttes til høye lastreduksjoner i få timer eller til
lave lastreduksj	oner i flere timer. Dette handlingsrommet er ikke ubegrenset, men ved å
styre ”ladingen” om natten og lastene om dagen, kan byggenes varmelagere tømmes
sekvensielt eller parallelt, og hvert enkelt bygg kan dessuten tappe sitt eget varmelager
sakte ved å be	nytte en glidende termostatinnstilling i løpet av dagen 	– og på den måten
trekke redusert last fra nettet. Nøkkelen er her å se enkeltbyggene og byggkategoriene
i sammenheng	, slik at potensialene kan 	utnyttes 	best mulig	.
Lastflytting i form av å fjerne nattsenking og eventuelt øke temperaturen om natten har
vært lite diskutert i Norge. Tvert imot har en ønsket å fremme nattsenking for å spare
energi. Vi legger til grunn at referansebanen ikke gjør bruk av tiltaket.
Disse	 tiltakene vil ha	 direkte 	driftskostnad	er som følge av økt energibehov over døgnet.
Merforbruket av energi vil variere, men er beregnet til ca 10 % av flyttet energimengde.
For å ta høyde for andre kostnader 	– og for at energien flyttes over større tidsrom	 –
anslås kostnadene å bli 	10 til 20 	prosent	 av 	prisen 	på 	flyttet energimengde. 	Den laveste
kostnaden får en ved flytting av laster tidlig og sent på dagen, mens de dyreste er de
som skal flyttes over lengst tidsrom; fra tidlig ettermiddag til foregående	- eller neste natt.
Investeringskostnadene vil være svært beskjedne, og mange yrkesbygg har de
nødvendige termostat	- og styringsfunksjonene allerede. 	I beregningene i neste 	kapittel
antas	 driftskostnadene 	å være	 10 til 20 prosent av kraftprisen for flyttet e	nergimengde
og investeringskostnadene settes til null for dette tiltaket.
Videre arbeid
Kartleggingen ses i sammenheng med kartlegging av 	ventilasjonsanlegg	 og bygninger.
For beredernes del vil antagelig boligsektoren være viktigere enn yrkesbyggene,
etter	som 	Oslo og Akershus’	 bygningsmasse 	kartlegges 	og analyseres 	mht 	bygningenes
termiske egenskaper, oppvarmingssystemer, 	eierskap, forvaltning og drift.
Kartleggingen ses i sammenheng med de andre tiltakstypene, særlig de som er knyttet
til beredere, oljekje	ler, aggregater og ventilasjonsanlegg.

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	69
5.	 Samfunnsøkonomisk analyse
På bakgrunn av informasjonen om tiltakenes 	potensial	 og kostnader har Statnett (2017	a)
utarbeidet et notat kalt 	Samfunnsøkonomisk analyse av alternativer til nett: Hvordan
finne den	 beste pakken av tiltak	. Dette kapitlet refererer hovedpunkter fra Statnetts notat.
Formålet med den samfunnsøkonomiske analysen er å finne den 	mest kostnadseffektive
pakken av tiltak som gjør at forbruket holder seg under dagens nettkapasitet. Analysen
ser fremover fra 2020 til 2040.
Potensialet følger 	av	 forutsetningene i kapittel 	4
Statnett (2017	a) tar utgangspunkt i Statnetts siste forbruksprognose	, Statnett (	2017b)	,
som ble 	diskutert i kapittel 	2. For praktiske formål er det lagt til grunn at nettet maks	imalt
kan levere 5000 MW. 	Dette er grensen forbruket må holdet seg 	under ved hjelp av
alternativer til nett. Uten alternativer til nett vil effektforbruket nå d	enne grensen	 omkring
2030. I 2050 vil effektforbruket ifølge forbruksprognosen nærme seg 5600 MW. 	Dette
året må altså alternativer til nett skaffe til veie 600 MW.	 I forbruksprognosen antas det at
formen på varighetskurven holder seg over tid, mens 	i en strategi for alternativer til nett
er 	det en hovedoppgave å forandre formen på varighetskurven.
Varighetskurven er karakterisert ved at forbruket de aller kaldeste 	timene er betydelig
høyere enn ellers. 	Figur 	5.1 setter maksimalt forbruk lik 100 prosent, og viser at 99
prosent av dagtiden 	gjennom året 	er forbruket 90 prosent av det maksimale, eller mindre.
Hele ti prosent av nettkapasiteten er med and	re ord tilordnet én prosent av dagtiden, 	ca.
60 av årets timer.
Figur 	5.1 	Effektforbruk som funksjon av tid. Maksimalt forbruk lik 100 	prosent	.

Kilde: Statnett
For å håndtere det forholdet at det samlede po	tensialet ved lastflytting er mindre enn
summen av tiltakenes 	samlede	 potensial (fordi vi ikke kan flytte me	r enn det som gjør
forbruket 	flatt	 over dø	gnet), legger analysen til grunn at maksimal lastflytting til natt er
5,5 prosent av det maksimale forbruk	et. Dette tallet tar utgangspunkt i at de kaldeste
dagene er forbruket om dagen 16	-17 prosent 	høyere enn om natten.
Forbruksutviklingen og kommersialisering av ny teknologi gjør at ressurspotensialet
utvikles over tid. Forutsetningene på dette området er oppsummert i 	Figur 	5.2. Det 	er
særlig tiltaket Forbruksfleksibilitet i husholdninger, der elbilene ligger, 	som 	antas å ha %
10 %
20 %
30 %
40 %
50 %
60 %
70 %
80 %
90 %
100 %
100%	99%	98%	97%	96%	95%	94%	93%	92%	91%	90%
Ti l gj engel i ghet
va rme
Andel a v ti den

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
70	 	 	Vista Analyse
økende 	potensial	 over tid.	 Alle tiltakene har en antatt levetid på 20 år fra investeringen
finner sted. Investeres det i 1 MW av et tiltak i 2020, må det altså in	vesteres på nytt i
2040 for at ikke tiltaket skal miste denne 1 MW.
Figur 	5.2 	Antatt utvikling i tiltakenes potensialer over tid	 i forhold til referansebanen

Kilde: Statnett

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	71
Tabell 	5.1 	Tiltakenes kostnader og potensialer i 2020
Beskrivelse	 	Ressurser
per 2020
(MW)
Kategori	 	Inv.kost.
(kr/MW)
Andre
virkninger
(kr/MW/år)
Marginal	-
kost.
(kr/MWh)
Reduserte
luftmengder i
yrkesbygg (kat. 1
& 2)
260	 	Effektivisering	 	400 000	 	-16 000	 	-400
Reduserte
luftmengder i
yrkesbygg (kat. 3
& 4)
260	 	Effektivisering	 	1 800 000	 	-16 000	 	-400
Styrt oppvarming
av (større)
varmtvanns	-
beredere
35	 	Flytting	 	280 000	 	0 	-20
Forbruksfleksibili	-
tet husholdninger
50	 	Flytting	 	2 000	 000	 	0 	-20
Lastflytting i
yrkesbygg
400	 	Flytting	 	0 	0 	40
Bruke
brenselsfyrte
reservekjeler
(fjernvarme)
250	 	Omlegging	 	0 	0 	600
Bruke
brenselsfyrte
reservekjeler
600	 	Omlegging 	 	25 000	 	0 	850
Bruke nød	- og
reserveaggregater
400	 	Produksjon	 	185 000	 	0 	3 100
 Kilde: 	Statnett på bakgrunn av analysen i kapittel 	4.
Tiltaket Reduserte luftmengder i yrkesbygg er delt i to klasser på grunnlag av analysen i
avsnitt 	4.1	. Investeringskostnaden følger en glideskala med utgangspunkt i henholdsvis
400	 000 og 1	 800	 000 kr per MW. Negative driftskostnader følger av at hver M	Wh last
styrt er én MWh spart for byggeier. En pris på 400 kr/MWh er gjennomgående i den
samfunnsøkonomiske analysen. Analysen legger til grunn at tiltaket av og til kan brukes
utenom den aller kaldeste knapphetsperioden, nærmere bestemt fire arbeidsdager 	i året
à 10 timer. Dette gir en inntekt på 16	 000 i form av andre virkninger.
Tiltaket Styrt oppvarming av (større) varmtvannsberedere har en investeringskostnad
gitt av avsnitt 	4.6	 («Bereder 2»). Kraftprisen om natten er for tiden 5 prosent lavere enn
om dagen. Det antas som en teknisk beregningsforutsetning at dette fortsetter inn i
tiltaksperioden. Med utgangspunkt i 400 kr/MWh blir besparelsen 20 kr/MWh. Her kan
det legges til at virkemidler for alternativer til nett kan komme til å omfatte større
prisvariasjon mellom dag og natt enn i dag, nettopp for å gjøre besparelsene i alternativer
til nett større.
Kostnader ved tiltaket forbruksfleksibilitet i husholdning	ene er av Statnett antatt å være
1500 kr per husholdning i 2020, og fallende med fire prosent per år til kostnaden når 750
kroner per husholdning. Samlet gir det den oppgitte kostnaden på to millioner kroner per
MW. Driftskostnaden vil være negativ fordi d	et er noe billigere å lade om natten.

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
72	 	 	Vista Analyse
Tiltaket lastflytting i yrkesbygg har ingen investeringskostnad, men ifølge avsnitt 	4.8	 gir
det en økning i driftskostnadene lik 10	-20 prosent av kraftprisen. Den
samfunnsøkonomiske analysen 	ligger i den nedre enden,	 10 prosent.
Tiltaket brenselsfyrte reservekjeler tilsvarer bergvarme med egen effektdekning i kapittel
4, men her er det av p	raktis	ke grunner gjort ytterligere forutsetninger. Analysen i avsnitt
4.4	 holdt 	potensial	 og kostnader åpent. 	Den samfunnsøkonomiske analysen legger til
grunn at e	ffektdekningen på marginen stammer fra energikilder 	til kostnad	 1000 kroner
per tonn. 	1000 kroner er et gjennomsnitt av bioolje, gass, flis, pellets og avfall. 	Netto
kostnad er 1000 minus de 400 som kraft koster. Det antas ingen investeringskostnad og
det 	antas 	at potensialet gjelder elkjeler som allerede eksisterer og uansett vil eksistere.
Marginalkostnaden omfatter ikke eventuelle miljøkostnader i form av lokal
luftforurensing. Prinsipielt sett burde miljøkostnader vært med.
Tiltaket Bruke brenselsfyrte 	reservekjeler handler om ulike 	oljekjeler	 som plassert i
bolighus, leiegårder og forretningsbygg, jf avsnitt	 4.3	. Investeringskostnadene antas å
følge en glideskala	 mellom 25	 000 	og 200	 000 	kroner 	per MW, med et gjennomsnitt ved
600 MW 	potensial	 på 112	 500 per MW. 	I 2020 bygger man ingenting og kostnaden er
25	 000 som det står i 	Tabell 	5.1. Marginalkostnaden er 1250 kr per MWh minus 400
kroner for kraften. Marginalkostnaden omfatter ikke eventuelle miljøkostnader i form av
lokal luftforurensing. Prinsipielt sett burde miljøkostnader vært med.
Tiltaket Bruke nød	- og 	reserveaggregater dreier seg om å ta i bruk en andel av
beholdningen av slike aggregater på kalde dager, jf avsnitt	 4.2	. Det er lagt til grunn en
marginalkostnad p	å 3500 kr/MWh minus kraftkostnaden på 400 kr/MWh.
Investeringskostnaden er satt til 185	 000 kr/MW. Dette er basert på arbeid i Tyskland,
men samsvarer i tillegg med beregningene i avsnitt	 4.2	. I prisen på diesel i Norge er
miljøkostnader i form av bidrag til lokal luftforurensing til en viss grad priset inn. 3500
kr/MWh er imidlertid billig i forhold til prisen på diesel i Norge, slik at man ikke kan si at
miljøkost	nader er full inkludert i anslaget.
Den beste pakken av tiltak kan ha relativt lave kostnader
Den forventede, neddiskonterte kostnaden av den beste, 	dvs.	 billigste pakken av tiltak,
regnet over perioden 2020	-2050, ligger på 220 millioner kroner. Kostnade	n fordeler seg
på investerings	- og driftskostnader som vist i 	Tabell 	5.2.
Tabell 	5.2 	Neddiskonterte kostnader av den 	beste pakken tiltak innen alternativer til
nettinvestering
Sum virkninger (diskontert)	 	Tom. 2050
Investeringskostnader	 	157
Andre nyttevirkninger	 	0
Drifts	kostnader	 	63
Sum virkninger	 	220
Kilde: Statnett. Note: Nåverdi i 2017 kroner. Diskonteringsrente 	fire prosent per år.
Resultatene viser at den beste løsningen er en pakke av tiltak som introduseres over tid
i takt m	ed utviklingen i etterspørselen	, jf.	 Figur 	5.3.

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	73
Figur 	5.3 	Innfasing og bruk av alternativer til nettinvestering

Kilde: Statnett/Vista Analyse
Figuren viser at nød	- 	og reserveaggregater, la	stflytting i yrkesbygg og
forbrukerfleksibilitet i husholdningene (elbillading) er de største målt i effekt.
Brenselsstyrte reservekjeler er viktig tidlig i perioden, men fases ut etter hvert	 som de
blir gamle og utslitt	. Tiltakene må settes inn før forbru	ket når 5000 MW på grunn av
begrensninger når det gjelder hvor mye vi kan flytte mellom dag og natt, begrensninger
i brukstiden til tiltakene, osv.
Figur 	5.3 gjelder i	nnfasing og bruk av effekt. Energivolumet er også interessant og viser
hvor mye tiltakene blir brukt. 	Figur 	5.4 viser omfanget av bruken av de ulike tiltakene per
år, målt ved samlet energivolum.

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
74	 	 	Vista Analyse
Figur 	5.4 	Energivolum knyttet til de ulike tiltakene

Kilde: Statnett/Vista Analyse
Figuren over energivolumer viser at det er tiltak med negative og lave marginalkostnader
som gjør store deler av jobben med å holde overføringsbehovet nede. Reduserte
luftmengder i yrkesbygg gir et særlig stort bidrag.
Videre arbeid
Modellberegningen som 	er presentert her og som er utviklet av Statnett, gir etter vår
vurdering spennende muligheter for å videreutvikle samfunnsøkonomiske analyser av
alternativer til nett. Det ligger mange videreutviklingsmuligheter i verktøyet. Vi kan skille
mellom videreutv	ikling av modellens teoretiske egenskaper, og videreutvikling av data
om tiltakene.
Videreutvikling av modellens teoretiske egenskaper
Videreutvikling av modellens teoretiske egenskaper handler i hovedsak om å introdusere
usikkerhet. Et viktig trekk ved kr	aftmarkedet er at de langsiktige forbruksprognosene er
usikre (selvsagt) og at tiltak har ulik ledetid. Tiltak av typen alternativer til nett har typisk
mye kortere ledetid enn nettinvesteringstiltak. Alternativer til nett kan settes inn på
forholdsvis kor	t varsel dersom forbruket ser ut til å stige mer enn først antatt. Dette gir
alternativer til nett en informasjonsfordel, en opsjonsverdi, i forhold til
nettinvesteringstiltak. For å illustrere dette må man som første skritt innføre regelmessig
oppdatering	 av forbruksprognosene sammen med ulike ledetider på investeringene.
Det går også an å tenke seg at alternativer til nett langsiktig dimensjoneres for en
bestemt forbruksutvikling, og at det så går an å gjøre kortsiktige korreksjoner til den
langsiktige d	imensjoneringen	, eventuelt til høyere kostnad. Dette er kanskje lettest å se
fra virkemiddelsiden. Man kan innrette prissignalene slik at de forventningsmessig 	og
langsiktig 	flater ut og reduserer veksten i varighetskurven (forbruket). Bakom dette
forvente	s det at forbrukerne og markedet gjør de tiltak som de finner best, gitt prisene.
På toppen av forbrukernes normale og langsiktige tiltak kommer så de kortsiktige
tiltakene som dels slår inn når det er virkelig kaldt, og dels kan tas i bruk dersom banen
for forbruket og varighetskurven «kommer ut av kurs». Ved disse tiltakene, og
virkemidlene, er sikkerhet for lavere strømforbruk viktig.

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	75
En slik strategi	 vil i tilfelle skille ut alternativer til nett i én del som er mer som en langsiktig
nettinvestering	 og en annen del som har kortsiktig karakter.
Sagt på en annen måte kan man tenke seg alternativer til nett integrert med den
langsiktige nettutviklingen, og som akuttiltak når det ligger an til særlig høyt forbruk. Som
tiltak integrert med den langsiktig	e nettutviklingen vil alternativer til nett redusere
forbruksutviklingen og varighetskurven. Som akuttiltak vil det være naturlig å
sammenlikne alternativer til nett med sikkerhetsmarginer som er lagt inn i
nettplanleggingen. For eksempel kan en sammenlikn	e slike akutte tiltak med 	bruken av
N-1 kriteriet	. Antagelig er det ikke like nødvendig å opprettholde N	-1 kriteriet 	når en har
alternativer til nett å ty til	.
Denne todelingen av alternativer til nett i 	form av langsiktig nettplanlegging på den ene
siden,	 og kortsiktig styring på den andre siden, har sammenheng med usikkerhet og
opsjonsverdier og kan utvikles mer.
Det er andre trekk ved modellen som også kan videreutvikles og som ligger mer i
skjæringspunktet mellom teori og empiri. For eksempel antas det	 nå at alle tiltak varer
20 år. I praksis vil det være en fordeling over tid som kan modelleres på ulike måter
(geometrisk depresiering, lineær osv). Modellen skiller i praksis ikke mellom
privatøkonomiske og samfunnsøkonomiske kostnader. I en videreutvikl	ing kan en tenke
seg å utvide kolonnen Andre virkninger i 	Tabell 	5.1 med for eksempel miljøkostnader og
som et annet element utvikle videre tanken om at enkelte effek	tiviseringstiltak påvirker
energikostnadene også utenom spisslastsituasjoner. Videre kan man legge inn en
fordeling av subjektive kostnader i form av konsumentoverskudd som tar hensyn til at
enkelte konsumenter føler en subjektiv motstand mot å tillate at 	strømmen kuttes til visse
installasjoner på kritiske tidspunkter, som andre ikke føler. Den subjektive kostnaden kan
knyttes opp mot etterspørselselastisiteten etter effekt, som på mange måter måler det
samme når den registrerer hvordan konsumentenes adfer	d reagerer på pris. Teoretisk
er denne koblingen relativt lett å gjøre.
Sammenhengen mellom tiltak og virkemidler faller etter vårt syn også i skjæringspunktet
mellom modell og data. For eksempel har vi i beregningene over lagt til grunn at
prisforskjelle	n mellom dag og natt er ti prosent, som er tilfellet nå. Men i fremtiden vil
prisforskjell mellom dag og natt av hensyn til produksjon og nettbegrensninger antagelig
være større enn nå for nettopp 	for 	å drive frem alternativer til nett. Generelt sier vi de	t
finnes en likevekt der omfanget av tiltak matcher doseringen av virkemiddelet, og vice
versa. Det er denne likevekten vi ønsker å fange gjennom studier av alternativer til nett,
og ideelt sett krever den en simultan framskriving av tiltak og virkemidler.
Videreutvikling av data
Dataene som er brukt i analysen representerer vårt for tiden beste forsøk på å fastlegge
potensialer, investeringskostnader og variable kostnader. Som det 	har	 fremgått så vil det
være nødvendig å kvalitetssikre alle data før man ev	entuelt tester tiltakene i markedet.
Her vil vi vise til drøftelsene av videre arbeid i kapittel 	4. Det er stor usikkerhet både om
potensiale, investeringskostnader	, driftskostnader (herunder energikostnader) og andre
samfunnsmessige virkninger, dvs miljøkostnader, eventuelle komfortkostnader og
annet. Særlig er kanskje spørsmålet om komfortkostnader viktig. Litteraturen på dette
området, som vi også har fulgt i vår 	analyse i kapittel 4, 	er å anta at komfortkostnaden
er null. Men den vil jo være en funksjon av tid og opplagringsmuligheter i den enkelte
husholdning, og noen er både mer frosne og mer opptatt av trygghet enn andre.
Komfortkostnader vil i et marked vise s	eg i at ikke alle vil tegne kontrakt med en
aggregator eller følge prisbevegelsene, men når en i forkant skal vurdere potensial og
kostnad ved tiltak, kan de være vanskelig å anslå.

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
76	 	 	Vista Analyse
Et ordtak i modelleringsmiljøer er «garbage in, garbage out» 	- putter m	an søppeldata
inn, får man søppeldata ut. En samfunnsøkonomisk modell som vi har her	, gir mulighet
til å utføre operasjoner man aldri ville klare med tankens kraft, samtidig som
forutsetningene er transparente på en bedre måte enn verbale resonnementer	. M	en det
hjelper ikke å utføre kompliserte dataoperasjoner hvis dataene 	– grunnlaget for
operasjonene 	– er feilaktig.

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	77
6.	 Virkemidler for å realisere alternativer til
nettinvesteringer
I dette kapitlet gjennomgås aktuelle virkemidler for å få utløst de tiltak	ene som er
beskrevet tidligere i rapporten, og som kan erstatte investeringer i nett. I henhold til
oppdragsbeskrivelsen skal vi:
«Beskrive og drøfte mangler og utfordringer ved dagens regulering og tilgjengelige
virkemidler. Begrunne og anbefale hvilke v	irkemidler og regulering som er best egnet for
å sikre at alternative løsninger til nettutbygging kan tas i bruk».
Vi starter med en kort definisjon av hva vi mener med virkemidler i denne
sammenhengen, og går deretter over til å beskrive eksisterende og kommende/planlagte
nye virkemidler i kraftsektoren, hovedsakelig knyttet opp mot forbrukssida. Deretter
gjennomgås b	arrierer og mulige virkemidler for å få utløst de aktuelle tiltakene som vi
har identifisert i 	Oslo og Akershus	.
6.1	 Virkemidler skal bygge ned barrierer for eller gi in	sentiver til
å få utløst tiltak 	og sikre momentan tilpasning på kort sikt
Det kan finnes	 en rekke barrierer for at de tiltakene vi har analysert som alternativer til
nett ikke blir gjennomført. Dette kan være institusjonelle eller lovmessige barrierer,
mangel på in	sentiver etc. Ulike virkemidler kan benyttes for å 	løse opp	 disse barrierene.
Virkemidler kan således defineres som handlinger fra det offentliges (statens) side for å
få utløst eller gjennomført tiltakene. 	En deler gjerne offentlige virkemidler inn i to
hovedgrupper:
• 	Økonomiske virkemidler: 	Dette er virkemidler (ofte kalt indirekte virkemidler) som
tar sikte på å påvirke aktørenes tilpasning gjennom de prisene 	aktørene	 står
overfor. Dette omfatter en lang rekke virkemidler som avgifter, tilskudd, direkte
prisregulering, prising av effekt osv.	 Prisområder, kapasitetsprising (på ulike
måter, det finnes mange varianter av dette), anleggsbidrag og kompensasjon
(f.eks. for utkoblingsfleksibilitet) er eksempler. Riktig prising vil gi aktørene
insentiver til å tilpasse seg optimalt.
• 	Administrative v	irkemidler	: Disse kalles ofte også direkte virkemidler ettersom de
tar sikte på å påvirke aktørenes adferd direkte gjennom ulike reguleringer.
Kategorien inkluderer organisatoriske tiltak og informasjonstiltak.	 Det kan dreie
seg om å ha lovhjemmel for å på	legge ulike aktører å gjennomføre tiltak, direkte
styring av forbruket gjennom (avtalte) utkoblinger av ulike typer forbruk, pålegg
og informasjon 	om samarbeid, organisering, tekniske standarder, institusjonelle
virkemidler osv.
Også kombinasjoner av øk	onomiske og administrative virkemidler er aktuelle.
Vi skal hovedsakelig vurdere virkemidler som kan styre effektetterspørselen og i noen
grad også virkemidler for å påvirke effekttilgangen. Dette kan på kort sikt kreve
investeringer i produksjonskapasite	t, forbruksreduserende tiltak, styringssystemer o.l.,
noe som krever egne virkemidler å få realisert. Når investeringene er på plass må det
sikres en tilstrekkelig løpende styring av kraftforbruk, nett og kraftproduksjon slik at
systemet til enhver tid til	passer seg optimalt og at en til enhver tid får balansert
produksjon og forbruk i de aktuelle områdene.

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
78	 	 	Vista Analyse
Organiseringen må også sikre nødvendige investeringer på lang sikt for å ivareta
behovet for oppgraderinger og fornyelser av de ulike delene av systeme	t. Dette kan
kreve nye måter å organisere systemer og markeder på, og utfordre aktører og eierskap
i ulike deler av systemet.
Dette kan tilsi at det er hensiktsmessig på den ene siden å 	skille mellom	 virkemidler som
gir insentiver til (langsiktige) invest	eringer i alternativer til nett, og virkemidler som bidrar
til å styre 	effektforbruk og effekttilgang	 på kort sikt	 slik at en til enhver tid sikrer balanse
mellom produksjon og forbruk	. Virkemidlene for langsiktige investeringer kan i større
grad være økon	omiske, mens virkemidlene for kortsiktig styring av produksjons	- og
overføringssystemet kan være en kombinasjon av økonomiske og ulike typer
systemreguleringer 	o.l. 	for å sikre momentane tilpasninger og løsninger.	 Det er
nødvendig med	 100 prosent sikkerhet for at en på kort sikt kan balansere markedet	 ved
at tilstrekkelige mengder forbruk faktisk kan kobles ut	. Dette kan gjøre økonomiske
virkemidler mindre aktuelle	 på kort sikt	, og kreve 	at 	en i stor grad benytter direkte
reguleringer	. Det kan være behov for nye aktører 	og nye tjenester, såkalte
aggregatortjenester, 	for å sikre dette.
6.2	 En rekke markeder og virkemidler finnes allerede
Det må til enhver tid produseres like mye kraft som det forbrukes, dette omtales som den
mome	ntane balansen i kraftsystemet og denne kontinuerlige balanseringen er
avgjørende for driftssikkerheten (Statnett, 2016	a). Statnett er systemansvarlig for
kraftnettet, og har 	et sett med	 virkemidler for å løse denne oppgaven på et overordnet
nivå.	 Virkemidle	ne	 skal i størst mulig grad være basert på markedsmessige prinsipper.
Det er etablert et felle	s nordisk regulèrkraftmarked	 (RK	M) med deltakelse fra både
produksjon og forbruk	, og det finnes lokale balansemarkeder. 	Det finnes også et norsk
regulerkraftopsjo	nsmarked (RKOM) for å sikre tilstrekkelig volum med bud i
regulèrkraftmarkedet	. Ideen er at aktørene i disse markedene skal handle seg i balanse
i forkant av driftsøyeblikket, noe som reduserer behovet for tiltak under selve driften. 	I
situasjoner med 	krit	iske, geografisk betingede og eller tidsbegrensede behov, har
Statnett myndighet til å stille krav til aktørene for å sikre balanse i kraftsystemet.
Statnett kan også fastsette såkalte elspotområder som tar hensyn til at
overføringskapasiteten i det 	nordiske kraftmarkedet er begrenset. Norge er i dag delt inn
i 5 elspotområder, hvor 	Oslo og Akershus	 ligger i område NO1. Disse områdene
reflekterer store og langvarige begrensninger i nettet og situasjoner med forventet
energiknapphet. Handel i elspotmar	kedet klarerer markedet på timebasis i forkant av
driftsøyeblikket, og det fastsettes priser med tilhørende forbruks	- og produksjonsnivå
som bl.a. reflekterer de fysiske flaskehalsene i nettet.
Når resultatene fra Elspotmarkedet for etterfølgende dag fore	ligger, gjøres den ledige
nettkapasiteten tilgjengelig til såkalt intradag	-handel (Elbas). Elbas gir aktørene mulighet
for å benytte oppdaterte og forbedrede prognoser for forbruk og produksjon til å forbedre
energibalansen gjennom handel i forkant av drif	tstimen (Statnett, 2016a).
Det opprettes også i en del tilfeller lokale, midlertidige prisområder for å håndtere lokale
flaskehalser i nettet. For at slike markeder skal virke etter hensikten bør det være en viss
fleksibilitet i produksjon og forbruk i	nnenfor prisområdet. 	Oslo og Akershus	 kunne f.eks.
være et mulig fremtidig prisområde, men ettersom vi i dette 	kapitlet fokuserer på
effektprising	 har vi ikke vurdert dette virkemidlet nærmere.
Forbruk og produksjon skal i hovedsak balanseres gjennom	 energimarkedene (Statnett,
2016a). Pga. feil i prognoser, uforutsette hendelser og imperfeksjoner i markedet vil det

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	79
likevel kunne oppstå ubalanser i driften. For å sikre den momentane balansen i
kraftsystemet må systemansvarlig derfor 	ha tilgjengelig uli	ke typer bal	ansetjenester
(reserver) for opp	- og nedregulering av kraft. 	Disse anskaffes i d	ag både fra større
industriforbrukere og fra kraftproduksjon.
Regulèrkraftmarkedet omfatter kjøp og salg av regulèrkraft med kvantum på kvarters	-
og timebasis og p	ris per time (Statnett, 2016b).	 Deltakerne må ha inngått en egen
balanseavtale med Statnett., alternativt kan de delta indirekte i markedet via en annen
balanseansvarlig med tilsvarende avtale. Bud (såkalte anmeldinger) om kjøp og salg
sendes elektronisk. 	For at anmeldingen skal være gyldig, må budgiver ha en beredskap
som sikrer at reguleringer blir fullt ut aktivert innen 15 minutter etter
bestillingstidspunktet. 	Et bud gjelder for en eller flere timer til en bestemt pris. Kvantum
(MW) kan gis per time eller per kvarter.
Vanlige husholdningskunder og mindre næringslivskunder betaler i dag kun for
energi	bruken	 (i tillegg til et fastledd)	, og har ingen måling	 eller betaling for effektbruken.
Noen steder i nettet har nettselskapene forsøkt å stimulere til redusert topplast gjennom
effekttariffer, først og fremst for store forbrukere. De fleste effekttariffene er imidlertid
knyttet til kundens, og ikke nettets t	opplast. I følge Thema (2016) er det uklart i hvilken
grad disse tariffene i praksis har påvirket 	adferden	.
I tillegg har nettselskapene 	i regionalnettet 	mulighet til å tilby lavere tariffer for utkoblbart
forbruk. 	Dette er en frivillig ordning 	hvor slutt	kundene får en prosentvis rabatt i tariffens
fastledd avhengig av responstid på aktiveringen og behovet for hviletid. Det gis ingen
kompensasjon ved utkobling. Det opereres med tre kategorier ut fra varslingstid og
varighet på utkobling: i) utkoblingstid p	å 15 min. uten begrensning, ii) 2 timer uten
begrensning og iii) 15 minutter, maksimalt 2 timer. 	Dette kan i prinsippet gi grunnlag for
reduserte investeringer i nettet, fordi slike avtaler også kan bidra til å håndtere
utfallssituasjoner, driftsutfordring	er og vedlikeholdssituasjoner (Thema, 2016). En rekke
nettselskap, bl.a. Hafslund Nett, har inngått avtaler om utkobling med større kunder.
Enova har en rekke virkemidler 	både overfor bedrifter og husholdninger som gir støtte til
tiltak 	for å 	redusere 	ene	rgi	forbruket	, men organisasjonen er i økende grad opptatt av
effekt	.23 For bedrifter omfatter dette støtte både til nye og eksisterende bygg, tiltak
innenfor industriproduksjon (både eksisterende og nye anlegg) og energiproduksjon
basert på ulike energibære	re. Husholdninger kan få støtte til ulike tiltak både i nye og
eksisterende bygg, f.eks. til etterisolering og installering av varmepumpe.
Rasj	onale	t for støtten er at 	aktørene ikke investerer i tiltakene pga. ulike former for
markedssvikt. Dette kan være	 at tiltakene ikke er privatøkonomisk lønnsomme (men kan
være samfunnsøkonomisk lønnsomme pga. at prisene ikke reflekterer
samfunnsøkonomiske gevinster), eller at det eksisterer andre barrierer i form av mangel
på informasjon, usikkerhet om effektene osv.
Tiltakene bidrar til å senke nivået på lastkurven, slik at effektetterspørselen reduseres i
alle perioder, inkludert i spesielle knapphetsperioder. Det kan være aktuelt å målrette
disse tilskuddene f.eks. geografisk og/eller mot spesielle tiltak (f.eks. n	oen av dem vi
vurderer i denne rapporten) for i større grad å bidra til å redusere effektetterspørselen.
Vi komme litt tilbake til dette senere i kapitlet.

23 Jf. f.eks. initiativet Samspill for grønn områdeutvikling, 	https://www.enova.no/bedrift/bygg	-og	-
eiendom/tema/samspill	-for	-gronn	-omradeutvikling/

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
80	 	 	Vista Analyse
6.3	 NVEs forslag til ny tariffstruktur kan gi mer prising av
effekt	24
NVE sendte i mai 2	015 ut til offentlig høring et dokument som bl.a. skisserer mulige
forskriftsendringer om hvordan nettselskapene i fremtiden kan utforme tariffene for uttak
i distribusjonsnettet, se NVE (2015	b). Bakgrunnen er bl.a. at en økende andel av
kraftproduksjonen 	skjer med fornybare teknologier som ikke kan styres etter behovet for
kraft. Samtidig blir forbruket mer energieffektivt, men mer effektkrevende. Det vurderes
derfor om dagens energiledd i tariffene, som skal prise bruken av nettet og som i dag
settes vese	ntlig høyere enn tapskostnadene kundenes bruk påfører nettet på marginen,
skal reduseres og settes tilnærmet lik de marginale tapskostnadene.
Høringsdokumentet vurderer også om kundens effektbelastning på nettet kan være en
effektiv og relevant måte å for	dele kostnader i nettet på, som også gjenspeiler at
kundebeslutninger og forbruksmønster kan ha betydning for utbygging og
dimensjonering av nettet. Høringen skisserer følgende modeller for utformingen av et
effektledd i tariffen basert på:
• 	Kundens målte 	effektuttak i fastsatte referansetimer
• 	Kundens valg av sikringsstørrelse
• 	Kundens abonnerte effekt, med mulighet for overforbruk eller bruk av
bryterfunksjon i AMS	-måler.
Høringsdokumentet viser til at effektbaserte tariffer vil øke kundens bevissthet om eget
effektforbruk og hvordan dette påvirker kostnadene i nettet, samt gi 	insentiver 	til endret
kundeadferd.
En rekke hørings	instanser	 har uttalt seg om dette. 	De fleste som uttaler seg er positive
til å innføre et ledd i tariffen som priser effekt, og at dette bør basere seg på faktisk, målt
effektuttak. Det påpekes at å basere effektprisingen på sikringsstørrelse eller abonnert
effekt har en rekke svakheter og 	kan åpne for tilpasninger som omgår hensikten med
prisingen. 	Hafslund Nett 	har gitt et omfattende høringssvar	 (Hafslund Nett, 2015)	, og
siden selskapet også eier nettet i 	Oslo og Akershus	 tar 	vi utgangspunkt i denne 	i
gjennomgangen av ulike sider ved effek	tprisingen nedenfor.
Hafslund Nett 	er enig i at det er fornuftig å gå i retning av en mer effektbasert tariffstruktur
slik NVE foreslår. Man mener at en må ta i bruk de mulighetene som AMS vil gi for
tarifferingen av effekt, noe som tilsier bruk av målte 	effektverdier. En bør gå over til en
modell med timebasert effektprising som er døgn	- og sesongdifferensiert. Dermed får
man priset effekt samtidig som kunden vil oppleve dette som en form for tidsdifferensiert
energiprising. Dette vil være enklere for for	brukerkundene å forholde seg til enn
tradisjonelle effekttariffer for bedriftskunder, samtidig som man vil gi prissignaler om
både å jevne ut effektforbruket over døgnet og dempe det i topplastperiodene. Dermed
vil forbrukerkundene over tid venne seg til a	t forbruk i visse timer er dyrere, og tilpasse
seg etter dette. Hafslund Nett mener at effekttariffer vil by på ekstra utfordringer i forhold
til kommunikasjon med og forståelse hos kundene. 	Hafslund Nett mener det derfor 	bør
åpnes for innføring av ulike f	ormer for effekttariffering hvor det på overordnet nivå skilles
mellom forbrukerkunder og bedriftskunder, ettersom det kan være fornuftig å stille
forbrukerkunder overfor enklere og lettere forståelig tariffstruktur enn det er naturlig å

24 Idet denne rapporten ferdigstilles, kommer det melding om at NVE vil gå for en fleksibel
effekttariff basert på abonnert effekt, med oppstart 2021. Innenfor modellen v	il nettselskapene få
stor frihet til å utforme de forskjellige leddene. Forslaget skal ut på høring fra november 2017.

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	81
benytte overfor be	driftskunder. For forbrukerkundene ser man for seg en modell med
timebasert effektprising, som er døgn	- og sesongdifferensiert.
For øvrig understreker Hafslund 	Nett 	sterkt at en av de viktigste utfordringene fremover
blir å få synliggjort prissignalet ta	riffene er ment å gi overfor kundene. Det kan bli et
problem i seg selv å få synliggjort effekttariffer overfor kundene når kraftleverandøren i
stor grad skal stå for kontakten med kundene og bl.a. fakturere nettleie. For mange
kunder vil faktura være uegn	et som kanal for å informere/kommunisere de aktuelle
prissignalene.
6.4	 Faller avtaler om utkoblbart forbruk bort?
I høringsdokumentet om tariffer for uttak i distribusjonsnettet (NVE, 2015) heter det at i
stedet for å kunne tilby reduserte 	nett	-tariff	er til kunder med avtale om utkobling av
forbruk, vurderer NVE om nettselskapene skal kunne kjøpe utkobling av forbruk fra
forbrukerne gjennom markedsløsninger, dvs. kjøp av fleksibilitet (utkobling). Argumentet
for dette er at dagens ordning ikke gir rikt	ig verdsetting av utkobling som et alternativ til
nettinvesteringer, ettersom ordningen ikke innebærer en kostnad for nettselskapene,
men kun en omfordeling av tariffinntekter mellom kunder.
Hafslund Nett er i sin høringsuttalelse meget skeptisk til forsl	aget, se Hafslund Nett
(2015). Selskapet peker på at det har brukt flere tiår å bygge opp en betydelig portefølje
med avtaler om utkobling av fleksibelt forbruk og utkoblbare lastobjekter basert på
føringer myndighetene har gitt. Porteføljen virker som et 	virkemiddel ved knapphet på
overføringskapasitet og et virkemiddel i driftssituasjonen, men også som et kundeinitiert
alternativ til nettutbygging. Det er etablert løsninger som sikrer raske og effektive
utkoblinger av de aktuelle lastobjektene med tilhøre	nde automatiske varslingssystemer,
og alle aktuelle lastobjekter kan fjernutkobles og berørte kunder varsles i løpet av få
minutter. Man kan også overvåke at utkoblingene har funnet sted. Man har et
velfungerende system, som f.eks. ble benyttet til å koble	 ut om lag 400 MW forbruk i en
anstrengt situasjon i januar 2010 for å unngå en situasjon med redusert
leveringssikkerhet inn mot Oslo	-området. Hafslund Nett (2015) viser også til at utkobling
er benyttet flere ganger etter dette i forbindelse med anstreng	te driftssituasjoner, feil,
vedlikehold osv.
Hafslund Nett mener at man fortsatt må kunne ha avtaler om utkobling på kort varsel av
forbruk som har et reelt alternativ til strøm som energibærer, samt forbruk som 	har liten
ulempe av å være uten strøm. 	Ders	om det i stedet innføres et marked for fleksibilitet på
produktet som handles i markedet må det 	ifølge Hafslund Nett 	inngås kontrakter med
svært lang varighet, knyttet til helt spesifikke lastobjekter og i definerte nettområder, og
som gir nettselskapene r	ett til å koble ut forbruket i lengre tid dersom det er nødvendig.
Det vil sannsynligvis være et meget begrenset antall kunder som vil kunne delta i et slikt
marked på grunn av krav til alternativ energiforsyning og kompleksiteten i produktet som
handles. 	Hafslund Nett er redd for at dette vil gi et lite og ineffektivt marked for fleksibilitet,
som vil medføre store transaksjonskostnader.
Hafslund Nett mener man ikke kan løse lokale nettutfordringer ved å kjøpe fleksibilitet
på det viset NVE foreslår. Når 	nettanlegg med svært lang levetid ikke er dimensjonert
fullt ut som følge av utkoblbare laster, forutsetter dette at nettselskapene har skarpe og
varige virkemidler for nødvendig utkobling. Man kan 	ifølge Hafslund Nett 	ikke basere
dimensjoneringen av nett 	på en situasjon hvor nettselskapet må forhandle pris og
omfang ut fra frivillighet hos kunden. Hafslund Nett mener det er helt urealistisk å se for
seg en nettinfrastruktur avhengig av og basert på et fleksibilitetsmarked slik man

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
82	 	 	Vista Analyse
oppfatter at NVE foreslår	. Dette vil hverken gi tilstrekkelig sikkerhet eller langsiktighet,
og forslaget vil ifølge Hafslund Nett over tid radere ut dagens ordning.
Hafslund Nett (2015) viser til at dagens ordning stimulerer til utbygging av eiendommer
med vannbårne oppvarmingss	ystemer, nærmest helt uavhengig av beliggenhet.
Dermed har man også lagt til rette for at nye bygg utrustes med energifleksible
oppvarmingssystemer samtidig som nettet ikke dimensjoneres fullt ut for dette forbruket,
noe som vil motvirkes dersom dagens ord	ning legges ned.
Etter vår vurdering bør det være mulig å opprettholde et system med avtaler om utkobling
av forbruk hos enkelte brukere som det Hafslund Nett har i dag, ved å innføre en annen
form for godtgjørelse enn en reduksjon i tariffene. Vi leser i	kke NVEs høringsdokument
så strengt som det Hafslund Nett har gjort, 	noe som også bekreftes av flere andre
høringsuttalelser. 	Det kan tenkes mange ulike løsninger på	 dette, som bl.a. må sees i
sammenheng med det kommende regelverket for utformingen av tari	ffsystemet.
6.5	 B	etydelige barrierer	 	for tilpassing av effektuttaket	 	hos
mindre	 kunder	 som i dag ikke følger sitt forbruk løpende
En rekke tiltak for å tilpasse effektuttaket gjennomføres i dag hos store kunder	, bl.a. ved
hjelp av avtaler om utkoblbart forbruk som nevnt ovenfor. Det kan være et ytterligere
potensial for slike avtaler med større kunder som selv følger sitt elforbruk løpende over
døgnet. For mindre kunder som ikke har samme oversikt over sitt løpen	de forbruk	 kan
en se for seg at spesialiserte aktører tilbyr seg (mot å betale abonnentene) å ta kontroll
over deler av forbruket, koble det ned når prisene er høye og på når de er lave. Slike
spesialiserte aktører vil aggregere opp strømforbruket fra mang	e små aktører, og
tjenesten kalles derfor aggregatortjenester	, jf avsnitt 	6.7	 under	.
Det er 	i dag	 en rekke barrierer for en momentan tilpasning 	av effektuttaket 	for små
kunder 	til kapasiteten i nettet:
• 	Mangel på effektprising og 	–måling i sanntid	: Selv om en vil kunne ha kommet
et stykke videre med AMS og et nytt tariffsystem, vil dette være helt
avgjørende for om kundene på egen hånd eller ved hjelp av en aggregat	or
skal kunne respondere raskt på knapphet i produksjon og/eller nettkapasitet.
• 	Mangel på 	tilbud om	 aggregatortjenester	: Et slikt 	tilbud	 vil hjelpe 	(de små)
kundene med å følge med på	, og tilpasse seg de løpende, svingningene i
kraftprisen, og samtidig 	bidra til å forsikre nettselskapet om at kraftforbruket
faktisk blir redusert når kapasiteten i nettet blir anstrengt.
• 	Mangel på IKT og løsninger for automatisk tilpasning	: Systemer for
automatisk nedkobling av forbruk når prisen når et på forhånd definert	 nivå
ville kunne sikre momentan tilpasning til knapphet på overføringskapasitet.
• 	Kortere avregningsperioder	: I dag er perioden 60 minutter, noe som er lang
tid for å tilpasse seg kortvarige effekttopper. En reduksjon til f.eks. 15
minutters perioder vil 	gjøre det mulig for markedet å registrere knapphet på
mer kontinuerlig basis.
• 	Lavere størrelse på innmeldte bud	: Dette vil også gjøre det mulig å registrere
knapphet på mer kontinuerlig basis. I tillegg vil mindre aktører inviteres inn i
markedet, noe som	 kan være viktig gitt at fleksibilitet på etterspørselssida gjør
det mulig å tilby fleksibilitet fra individuelle husholdninger på en svært
finmasket basis	.
Av disse er mangel på sanntids effektprising og 	-måling den barrieren som de fleste
andre b	arrierene henger på. F.eks. vil aggregatortjenester ikke fungere tilfredsstillende

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	83
uten at det er en underliggende sanntids prisstruktur med måling. IKT og automatiske
løsninger har liten verdi uten at en har sanntids prising hos 	de mindre 	kundene eller
ag	gregatortjenester som responderer på prisingen. Kortere avregningsperioder og
lavere minimum	sbud er også av liten nytte dersom prisene ikke tillates å respondere på
knapphet.
6.6	 Mer om sanntids prising og 	-måling
Sanntidsprising og 	-måling vil 	som nevnt bl.a. i Hafslunds høringsuttalelse 	motivere
kundene til å redusere forbruket når kapasiteten er presset, og forbruke og evt. lagre
kraft når kapasiteten er god. Det vil typisk være god kapasitet både i produksjon og nett
om 	natten, og i et sannti	ds system vil prisene da gjennomgående være lave. Det vil også
som oftest være rikelig med kapasitet 	om 	sommeren pga. lavt forbruk	. En vil også ha
relativt høy produksjon fra vind og sol	, som det riktignok ikke er mye av i 	Oslo og
Akershus	. Prisene vil da 	være lave. På kalde dager 	om 	vinteren vil kapasiteten kunne
være anstrengt siden forbruket er høyt. Pristopper kan forventes 	om 	morgenen og
ettermiddagen på de kalde dagene når forbruket er høyest i løpet av året.
For å virke i henhold til intensjonen vil	 sanntidspriser fluktuere over døgnet, gjennom uka
og mellom årstidene. I topplastperioder vil prisene antakelig være signifikant høyere enn
i dag. Forbrukere som ikke tilpasser forbruket sitt til dette risikerer dermed å måtte betale
noe mer enn de gjør i	 dag. For å kunne tilpasse seg prissvingningene må 	prisene
kommuniseres til kundene på en rask og effektiv måte. Større bedriftskunder med et
visst forbruk er 	som nevnt i høringsuttalelsene 	vant til å tilpasse seg løpende
prisendringer, mens husholdningsku	nder og mindre bedriftskunder	 ofte	 bare ser prisene
hver gang de får faktura (og knapt nok da, ettersom mange betaler via autogiro o.l.	 slik
Hafslund påpeker i sin høringsuttalelse	). Ny teknologi i form av apper, utstyr som
automatisk kobler ut visse typer	 forbruk når prisen når et visst nivå eller
aggregatortjenester vil imidlertid gjøre det mulig også for mindre forbrukere å tilpasse
seg prisendringene løpende.
6.7	 Aggregatortjenester
Aggregatortjenester vil 	som nevnt i høringsuttalelsene 	kunne bidra til å	 overvinne
utfordringer med tilpasning til løpende sanntidspriser som 	mindre 	forbrukerne vil kunne
ha problemer med å få til på egen hånd. 	Aggregatortjenesten skal bidra til å styre
forbruket hos de mindre aktørene som selv ikke har in	sentiver til eller st	år overfor ulike
barrierer for å kunne styre sitt kortsiktige forbruk	. Forbrukeren 	kan 	gis en 	kompensasjon
for	 å la aggregatoren styre elforbruket sitt på kritiske tidspunkt. Denne styringen
inkluderer retten til å skru av eller redusere forbruket på visse	 (lagrings	-)enheter i
hjemmet for visse tidsperioder, vanligvis i kombinasjon med et løfte om å skru på eller
øke forbruket på de samme enhetene enten før eller etter at forbruket reduseres.
En avtale med en aggregator kan være begrenset til å styre best	emte funksjoner som
romoppvarming, oppvarming av tappevann eller elbillading, mens det øvrige forbruket
ikke er berørt av avtalen. Ulempen med en slik avtale er at forbrukeren ikke har full
kontroll på sitt totale elforbruk i perioder med høye priser, ette	rsom deler av forbruket
kontrolleres av aggregatoren. Et annet opplegg kan være å la aggregatoren få 	alt 	ansvar
og risiko for fleksibiliteten på etterspørselssida på vegne av forbrukeren. 	Dette vil	 fjerne
stress og barrierer ved å følge elforbruket løpende	 og tilpasse det til prisendringene.
Omfanget av fleksibilitet vil sannsynligvis bli større siden tjenesten reduserer
transaksjonskostnadene for forbrukerne. Og ikke minst viktig: Ved å kontrollere lastene
fysisk vil en eliminere usikkerheten i responsen p	å prisendringene. Dette er svært viktig

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
84	 	 	Vista Analyse
pga. de alvorlige konsekvensene som vil oppstå dersom forbruket overstiger
nettkapasiteten.
Aggregatorfunksjonen kan organiseres på ulike måter. 	Prinsipielt sett kan
aggregatorfunksjonen utøves av de lokale net	tselskapene, av kraftlevera	ndørene og
eller av en uavhengig tredjepart. 	I dag er det et krav om at en aggregator enten skal
være balanseansvarlig 	eller operere via en aktør som har balanseansvar for å kunne
delta i regulerkraftmarkedet.
Det er argumente	r for og mot å la nettselskapene, eller selskaper utgått fra
nettselskapene stå for tjenesten. F	orbrukerne i dag har en relasjon til sitt nettselskap	 og
er vant til at nettselskapet styrer det som har med kapasitet å gjøre. 	Sett fra
nettselskapets side vil dette fjerne all usikkerhet knyttet til tilpasningen i perioder med
knapphet på nettkapasitet, sammenliknet med en situasjon der man må forholde seg til
en 	uavhengig 	aggregator. Dette vil også gi nettselskapene noe av den s	amme rollen de
er i ferd med å få i forhold til såkalte «plusshus», som produserer strøm og leverer
overskuddsproduksjon på nettet. 	De 	nye AMS	-målerne, som eies og opereres av
nettselskapene	, vil gi grunnlag for mer avanserte plusskundekontrakter enn før	.
Noen	 er bekymret for konsekvensene 	for konkurransen 	hvis nettselskapene beveger seg
inn i rollen som leverandør av aggregatortjenester. Det har siden Energiloven ble vedtatt
tidlig på 1990	-tallet vært et klart skille i markedet mellom naturlige monopoler 	(nettet) og
det konkurranseutsatte markedet for produksjon av kraft, hvor førstnevnte pris (nettleien)
er regulert av myndighetene mens sistnevnte (kraftprisen) fastsettes i markedet.
Aggregatortjenesten vil være konkurranseutsatt virksomhet hvor brukerne 	kan
sammenlikne tjenester tilbudt av flere forskjellige selskaper. Hvis nettselskapene får
anledning til å gå inn i dette markedet vil de ta på seg oppgaver utenfor sitt naturlige
monopol. Utfordringer knyttet til kryss	-subsidiering, justering av modellen 	for
inntektsregulering av nettselskaper osv. vil da oppstå. Alt i alt er det som vi ser
argumenter både for og imot å tillate nettselskapene å tilby aggregatortjenester	.
Kraftleverandørene kan være en annen kandidat for å tilby aggregatortjenester. Disse
vil i framtiden ha den direkte kontakten med forbrukerne, også på vegne av
nettselskapene	 når det gjelder bl.a. betaling av nettleie	, og det kan slik sett være naturlig
at de har rollen. 	De må da «formidle beskjeder» fra nettselskapene om knapphet i nettet
osv., og sørge for at forbruk stenges ned i tråd med avtaler. Det er usikkert om dette vil
komme i konflikt med rollen som kraftselger, men en slik konflikt burde etter vårt syn
være løsbar.
Aggregatortjenesten kan også utføres av en uavhengig tredjepart	. Det begynner etter
hvert å dukke opp noen slike aktører, bl.a. i det norske markedet. I Thema (2017)
presenteres resultatene av evalueringen av en prøveordning hvor det er gjort unntak fra
noen av kravene for å delta i RK og RKOM i prisområde NO1 (se ove	nfor). Det ble gitt
unntak fra kravet om at minstevolumet for deltakelse må tilbys i ett sentralnettpunkt, og
at deltakerne ikke samtidig kan ha avtale om utkoblbart forbruk. En av deltakerne 	var et
selskap som aggregerte tre mindre industrilaster (elkjele	r), og det opplyses i Thema
(2017) at prøveordningen har gitt selskapet verdifull læring om aggregatorrollen.
Ordningen har bl.a. gitt bedre forståelse for bedriftene fleksibilitet, og selskapet har
høstet betydelig læring knyttet til utprøving av nye løsn	inger for bedrifter med automatisk
utkobling av last. Selskapet mente også at det ikke ville være aktuelt å delta i RK uten
RKOM	-deltakelse. Det heter videre i Thema (2017) at kravet om at aggregator skal ha
balanseansvar for de lastene som meldes inn	, opp	gis som en begrensning 	uten at det
ble konkret foreslått på fjerne denne. Det pekes også på at det må avklares hvilke krav
til dokumentasjon som skal stilles til aggregator. Thema (2017) viser til at det som et

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	85
minimum bør stilles krav om at aggregator dok	umenterer baseline (prognose) og
løpende last, inkludert respons ved aktivering. Dette viser etter vår oppfatning at det er
noen spørsmål mht. aggregatorrollen som fortsatt må avklares.
Etterspørsel etter, og tilbud av aggregatortjenester må forven	tes å vokse frem av seg
selv ettersom prisforskjeller øker mellom knappe	- og ikke	-knappe situasjoner, og
automatiserte løsninger blir vanlig, men myndighetene har en oppgave i å fjerne barrierer
for, og tilrettelegge for slike tjenester. 	Det nye forslaget 	til EUs eldirektiv pålegger
medlemsstatene å tilrettelegge for aggregatorer på linje med andre aktører	25.
6.8	 IKT og utstyr for automatisk tilpasning
Sanntidsprising vil informere forbrukerne og/eller aggregator om knapphet i systemet slik
at de eventuelt kan	 tilpasse seg dette, noe som krever at informasjonen er lett og
løpende tilgjengelig. Det kan som nevnt tenkes at det utvikles apper 	o.l. 	som tillater
forbrukerne å følge forbruket sitt i sanntid (noe vi allerede ser eksempler på), og kanskje
gi fra seg en	 lyd når det overstiger noen terskler. Man kan også forestille seg
sammenlikninger av og konkurranser om redusert forbruk i lokalsamfunn o.l. tilrettelagt
av apper.
Vi tror imidlertid at det største potensialet ligger i å benytte IKT og automatiske tjenest	er
for å gjøre tilpasningen av etterspørselen automatisk. Dette gjelder både vis	-à-vis den
enkelte forbruker og vis	-à-vis aggregatoren. Den enkelte forbrukeren kan installere utstyr
som følger elprisen og nettleien, og kutter (deler av) forbruket når prise	ne blir høye (f.eks.
overstiger en på forhånd fastsatt grense). 	Dersom prisene i de store markedene
stimulerer til det, eller 	EU	-reguleringer krever det, kan man vente at mye nytt utstyr
kommer med slikt utstyr ferdigmontert, noe som gjør tilpasningen for 	forbrukeren
enklere.
Aggregatortjenester krever tilsvarende utstyr og mer. Aggregatoren trenger utstyr som
skrur av eller reduserer forbruk som en respons på høye priser	 i spot og reservemarkedet
og som en respons på forbruksmønsteret til andre enheter. A	ggregatoren vil forvalte en
portefølje av enheter, og må ta dette i betraktning. For eksempel vil det kunne være
nødvendig å fase inn forbruk sekvensielt etter en reduksjon for å unngå en rekyl i
etterspørselen etter effekt.
En mulig negativ side i forhol	d til IKT og automatisering er hensynet til privatlivet. For å
fungere godt krever mange tjenester store mengder data om individuell adferd.
Lovarbeidet bla. i EU legger opp til at sluttbrukeren eier data om seg selv og må
samtykke til at dataene offentlig	gjøres. 	Det kan 	likevel 	være en risiko for at informasjon
som skal være privat	, blir offentliggjort. F.eks. kan apper som sammenlikner individuelle
forbruksmønstre med forbruksmønstre i nabolaget risikere at informasjon som skal være
privat	, blir lagt åpen	t tilgjengelig.
6.9	 Avregningsperioden
Avregningsperioden i engrosmarkedet er i dag 60 minutter Denne relativt lange
avregningsperioden er en barriere i forhold til etterspørselsfleksibilitet, særlig for å
håndtere korte effekttopper som varer kortere enn 	dette. Når prisene designes for å være
konstante i 60 minutter er det ikke mulig å få til tilpasninger i kortere perioder enn 60
minutter.	 Dette påpekes som en svakhet av flere høringsinstanser.

25 http://eur	-lex.europa.eu/legal	-content/EN/TXT/?uri=CELEX:52016PC0864R%2801%29

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
86	 	 	Vista Analyse
60 minutters avregning kan være hensiktsmessig når energipri	sene er relativt stabile,
men når man beveger seg mot å prise effekt ser vi ingen motforestillinger mot å redusere
avregningsperioden, f.eks. til 15 minutter. 	Dette kan tenkes å gjøre det lettere å benytte
noen av tiltakene vi har analysert, ved at de blir	 færr	e ulemper for kundene ved kortvarige
endringer i effektforbruket.
6.10	 Størrelsen på minimumsbudet
I dag er minimumsbudet 10 MW i regulérkraftmarkedet. Et så stort minstebud hindrer
fleksibiliteten i markedet, ved at forbrukere som tilbyr så mye som 10 MW	 må akseptere
den samme prisen. 10 MW vil f.eks. utgjøre 7000 husholdningers forbruk 	knyttet til
varmtvannsberedere	, jfr. kap	ittel	 4. Grensen virker også som en barriere for små
markedsaktører, f.eks. aggregatorer som ikke har hånd om så mye effekt som det	te.
Thema (2017) peker på at det for noen aktører var andre 	barrierer	 som var viktigere enn
de det ble gitt unntak fra i prøveordning	en i NO1. B	l.a. 	var 	kravet om 10 MW minste
budstørrelse	 en viktig barriere	.
Grensen kan ha noe å gjøre med at markedet f	remdeles håndteres manuelt per telefon
fra 	Statnetts	 side	, og det er begrenset hvor mange ordrer man klarer å håndtere. Når
elektronisk handelssystem kommer på plass er det ikke lenger noen grunn til å ha et så
høyt minstebud.
6.11	 Virkemidler for å realisere	 prioriterte tiltak
Vi har gjennom vår analyse av alternative tiltak til investeringer i nett prioritert i alt 7 tiltak
som kan være aktuelle i 	Oslo og Akershus	 i årene framover. Selv om det kan forventes
at det utvikles større grad av effektprising bl.a. 	som følge av innføringen av AMS, 	som
gjør det lettere å styre spesielle deler av forbruket og bl.a. 	legger til rette for s	elskaper
som tilbyr aggregatortjenester, kan en etter vår vurdering ikke regne med at
markedsaktørene på egen hånd 	og uten videre 	vil 	realisere de nevnte tiltakene slik at de
blir et reelt alternativ til 	sikkerhetsmarginer i nettet. 	Et avgjørende krav til at tiltakene kan
utgjøre et slikt alternativ er at det kan gi 100 prosent sikkerhet for at forbruket kan
tilpasses kapasiteten i nette	t i perioder med anstrengt kapasitet. Dette betyr bl.a. at man
ikke kan basere seg på at et stort antall aktører responderer på 	akutte 	prisendringer	 den
kaldeste dagen	, men at man må ha en enhet (nettselskapet	, kraftleverandøren	 eller en
tredjepart (	aggreg	ator)	) som 	garanterer respons	 enten på prisendringer eller på «ordre»
fra	 nettoperatøren når kapasiteten i nettet når et kritisk punkt.
Nedenfor gjennomgås hvilke virkemidler som kan vise seg å være nødvendige for å få
realisert tiltakene vi har vurdert. 	Gjennomgangen skiller i noen grad mellom virkemidler
for å fremme investeringer o.l. for å gjøre tiltaket tilgjengelig	, som er den langsiktige
problemstillingen	, og virkemidler for å benytte det på en mest mulig optimal måte når
kapasiteten i nettet blir a	nstrengt	, som er den kortsiktige problemstillingen	.
6.11.1	 Ventilasjon	su	tstyr må installeres hos mange brukere
Tiltaket 	lastreduksjon ved hjelp av reduserte luftmengder i ventilasjonsanlegg i spisslast
går ut på å nedregulere luftmengdene i ventilasjonsanlegge	ne i større bygg 	i kortere
perioder 	på de kaldeste dagene mellom ca. kl. 7 og 18, for på denne måten å spare
energi og uttak av effekt uten at det i vesentlig grad går ut over komforten i byggene. Det
finnes i dag et stort antall næringsbygg og boliger 	i Oslo og Akershus	 med
ventilasjonsanlegg som kan benyttes til dette. 	De tekniske forutsetningene for slik
nedregulering er 	bare	 til stede i 	få av anleggene, men ombyggingstiltak som i seg selv
er 	bedriftsøkonomisk 	lønnsomme kan legge til rette for dette i fl	ere av dem. Nye

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	87
ventilasjonsanlegg utstyres oftere med både luftmengde	-regulering og
fjernstyringsfunksjoner, men verken det faktiske omfanget eller endringsratene er kjent.
Tiltaket vil altså kreve installasjon av utstyr for nedregulering og fjernstyring	 i et betydelig
antall eldre bygg.	 Luftmengdene kan nedreguleres også i perioder uten knapp
nettkapasitet på kalde d	ager, men vi vet ikke om og eventuelt	 i hvilket omfang brukerne
faktisk gjør dette i dag. Selv om tiltaket er lønnsomt for den enkelte bygge	ier/bruker er
det ikke sikkert at de vil gjennomføre de nødvendige investeringene i eksisterende bygg
på egen hånd. Det er velkjent at ulike typer usikkerhet mht. teknologiens virkninger,
kost	nader, kraftpriser osv. utgjør hindre for en rekke 	energieffekti	viseringstiltak	, og slike
effektreguleringstiltak vil komme i samme kategori.
Det kan derfor være nødvendig med økonomisk 	insentiv 	for å realisere de nødvendige
investeringene. Dette kan skje gjennom et tilskudd forvaltet av f.eks. Enova, som
forvalter en	 rekke liknende tilskudd. Tilskuddene kan f.eks. gis med en betingelse om at
eierne må inngå en avtale om reduksjon av luftmengdene i perioder med knapp
nettkapasitet.
Alternativt kan en nettselskapet	, kraftleverandøren eller en uavhengig aggregator	 inngå
avtaler med byggeierne og sørge for de nødvendige 	insentivene	, enten gjennom en
løpende betaling for å være tilgjengelig og/eller ved et investeringstilskudd. Kostnadene
ved dette vil belastes nettselskapet og til syvende og sist abonnentene. Vi foretrekk	er
sistnevnte løsning, ettersom nettselskapet i dette alternativet vil stå overfor de reelle
kostnadene ved tiltaket, som de da kan vurdere i forhold til kostnadene ved
nettutbygging.
Det er også mulig å tenke seg mellomvarianter der en først tester hvor 	langt en kommer
med avtaler mellom nettselskap	/krafteverandør/uavhengig aggregator	 og byggeierne,
og dernest vurderer behovet for tilskudd fra Enova. 	For å være et reelt alternativ til
nettutbygging må avtalene være langsiktige.
6.11.2	 Nød/reserveaggr	egater: 	Må kobles til nettet
Tiltaket 	lastreduksjon ved hjelp av nød	- og reserveaggregater i spisslast 	går ut på å stille
aggregater til rådighet for forsyning når det er ekstra kaldt (og eventuelt ellers hvis
aktørene åpner for det). 	Dieselaggregater beny	ttes i hovedsak 	hos kunder som er særlig
avhengige av sikker strømforsyning	. Typiske og velkjente områder er sykehus og
datasentraler. De er installert mange andre steder også, men det finnes ikke noen
oversikt over aggregatbestanden i 	Oslo og Akershus	. Vi	 har imidlertid anslått at det
finnes flere hundre velfungerende dieselaggregater med størrelse over 500 kVA i 	Oslo
og Akershus	, en del av dem samlet på noen få hender, blant annet i kommunene. For å
bli tilgjengelige for nettet må det gjøres visse investe	ringer. Alternativt kan anleggene i
en knapphetssituasjon produsere kun for eget bruk, dvs. at nettavlastningen avgrenses
til brukernes faktiske last	. F	or dette kreves svært små investeringer (jfr. kap	ittel	 4).
Det er uklart om eierne av 	reserve	aggregat	ene vil finne det bedriftsøkonomisk lønnsomt
å gjennomføre de nødvendige investeringene. Relativt høye driftskostnader (høyere enn
f.eks. eksisterende reservekjeler, se nedenfor) og usikkerhet mht. framtidige kraftpriser
og hvor lange perioder det vil være	 knapphet på kapasitet i nettet taler for at eierne vil
være nølende til på egen hånd å foreta de nødvendige investeringene for å kunne
benytte dem i lengre perioder enn man tradisjonelt har gjort i forbindelse med kortvarige
bortfall av forsyning fra nett	et. Å benytte anleggene i forbindelse med anstrengt kapasitet
i andre deler av nettet vil kreve at bl.a. bruken av anleggene er avklart i forhold til bruken
som reelt nødaggregat for egen virksomhet.

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
88	 	 	Vista Analyse
Nettselskapene kan inngå avtaler med aktørene om 	innkobling av aggregatene. Dette
kan skje gjennom en anbudsutlysing rettet mot disse aktøre	ne, evt. i sammenheng med
liknende utlysinger overfor andre aktører, hvor det bes om tilbud på å stille kapasitet til
rådighet i bestemte situasjoner. Enkeltaktører 	og aggregatorer står da fritt til å levere
bud, og nettselskapet kan da inngå avtale med tilbyderne med lavest pris.
Som påpekt i kap	ittel 	4 slipper aggregatene ut ca. tre ganger så mye CO	2 per kWh varme
produsert som et oljefyringsanlegg. For andre uts	lippskomponenter er forholdet enda
dårligere. Dette gjør at det må vurderes i hvilken grad aggregatene bør benyttes	,
sammenliknet med 	andre tiltak i perioder med knapp nettkapasitet. Vi vil vise til at
kostnadene ved CO	2-utslippene belastes brukerne gjenno	m CO	2-avgiften, slik at
brukerne vil ta hensyn til disse utslippene når de skal tilpasse seg. For andre
utslippskomponenter som nitrogenoksider (NOx) og partikler (PM) er dette ikke tilfelle,
og virkningene på lokal luftkvalitet må derfor vurderes spesielt	. Siden anleggene tenkes
brukt på kalde dager da den lokale luftkvaliteten i Oslo	-gryta ofte er dårlig, er dette et
viktig moment som må tas med i vurderingen av tiltaket.
6.11.3	 Reservekjeler: Hindre at fleksibiliteten i dagens system blir borte og
elforbruket	 øker
Tiltaket 	lastreduksjon ved hjelp av brenselsfyrte reservekjeler i spisslast	 går ut på å ta i
bruk reservekjeler til dette formålet. 	Som det fremgår av drøftingene 	tidligere i rapporten
er det lite kunnskap om omfanget av oljefyrte varmeinstallasjoner	 og bruken av dem i
Oslo og Akershus	. Forutsatt at de kan bruke bioolje vil s	like installasjoner 	kunne utgjøre
en effektreserve også i fremtiden. Fleksibilitetspotensialet forutsetter at disse kjelene står
i parallell med elektrokjeler, slik at de er et reelt alternativ til disse 	– og kan dekke de
samme lastene som elektrokjelene ellers ville ha dekket	.
Eksisterende oljekjeler har vært installert ut fra at det har vært bedriftsøkonomisk
lønnsomt å kunne veksle mellom el og olje til oppvarmingsformål, for å kunne utnytte
den energibæreren som til enhver tid er billigst. Det har i flere år vært et press 	for å fase
ut disse oljekjelene av miljøhensyn, og 	Klima	- og miljødepartementet oversendte	 15. juni
2017 	til ESA for notifisering et utkast til forskrift om 	forbud 	mot 	bruk av mineralolje (fossil
fyringsolje) til oppvarming 	av bygninger 	fra 1.1.2020, også 	til spisslast. 	Men i § 5 i
utkastet heter det	 at
«N	ettselskap som har tilknytnings	- eller leveringsplikt etter energiloven 	kapittel 3 	skal
uten ugrunnet opphold	 melde fra til Norges vassdrags	- og energidirektorat dersom
utfasing av mineralolje til oppvarm	ing antas å få betydning for forsyningssikkerheten i
kraftsystemet, og hvor tiltak for å bedre forsyningssikkerheten ikke er mulig å
gjennomføre innen forbudet trer i kraft. Kopi av meldingen skal sendes berørte
kommuner.	»
I §6 heter det videre at
«NVE k	an 	ved forskrift eller enkeltvedtak 	bestemme at forbudet 	i §4 	ikke får anvendelse
i et avgrenset geografisk område og innenfor en tidsavgrenset periode, dersom hensynet
til forsyningssikkerheten i kraftsystemet tilsier det. Slikt vedtak skal fattes før 1. 	januar
2020. Dersom særlige hensyn tilsier det, kan det også fattes slikt vedtak etter dette
tidspunktet.	»
Til tross for d	isse	 unntaksmulighetene 	kan 	det 	være en fare for at mye av den
eksisterende kapasiteten blir lagt ned, ettersom bruk av bioolje ikke f	ramstår som 	et
kostnadseffektivt	 alternativ for mange. Miljømyndighetene fokuserer ikke på bioolje, men
på	 fjernvarme, varmepumper, elektrisk oppvarming, flis	- og pelletskjeler som alternativer

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	89
til mineralolje	. Konvertering til bioolje vil 	sannsynligvis 	kreve rensing av oljetanker og
skifting av oljefilter, samt installasjon av ny oljebrenner. Det er uklart om dette vil være
bedriftsøkonomisk lønnsomt, dette vil bl.a. avhenge av utviklingen i de relative prisene
på bioolje og el. Bioolje er i dag dyrere enn	 fossil fyringsolje.
Det er en fare for at en ved utfasingen av bruk av mineralolje mister hele eller deler av
den fleksibiliteten en hittil har hatt i markedet, ved at brukerne fortsetter å benytte
anlegget kun med el som energikilde. Dette vil antakelig 	være den enkleste løsningen
for mange. De som bare har hatt oljefyr som eneste energikilde kan også komme til å
konvertere til el, og således bidra til økt effektbehov	, jf drøftingen tidligere i rapporten.
Det er imidlertid mulig at noen brukere vil gå ove	r til andre fornybare energikilder som
flis og pellets, og noen kan komme til å koble seg til fjernvarmenettet. Alle disse
alternativene vil sannsynligvis kreve høyere investeringer enn å konvertere til bioolje.
Overgang til fjernvarme gjør at en fortsatt 	kan benytte el og veksle mellom
energibærerne ut fra hva som til enhver tid er lønnsomt.
Enova har en egen tilskuddsordning for overgang til fornybare løsninger basert på flis,
briketter, pellets, solfangeranlegg eller ulike typer varmepumper bl.a. i forb	indelse med
utfasing av oljefyr og oljetank. Ordningen omfatter ikke overgang til bioolje. Private bosatt
i Oslo kommune kan søke støtte via Enøk	-fondet for overgang til fornybare kilder. Dette
omfatter ikke overgang til bioolje, støtte til dette falt bort	 i 2016.
Det er ønskelig med en rask avklaring av hvilke virkemidler som kan/bør benyttes for å
unngå at elforbruket øker permanent og/eller at dagens fleksibilitet i forhold til elbruken
blir borte som følge av forbudet mot å bruke mineralolje til oppvarming. 	Fors	kriftsutkastet
åpner for lokale unntak fra forbudet, men det er uklart hvor lett 	det vil være å få slike
unntak og hvor lenge de vil vare.	 Det kan derfor	 være 	aktuelt 	å vri dagens støtteordninger
i retning av økt støtte til konvertering til andre energikil	der enn (bare) el når forbudet mot
bruk av mineralolje skal implementeres, herunder om tilskudd til konvertering til bioolje
eventuelt bør prioriteres i utvalgte områder.
Når reservekapasiteten finnes må det antas at brukerne responderer relativt raskt på
endringer i de relative prisene på el og alternative energibærere. Vi har imidlertid ikke
noen god statistikk som viser hvordan brukerne har respondert historisk på prisendringer
på el og fyringsolje, og nettselskapet må uansett være sikker på at en kan o	ppnå den
nødvendige tilpasningen. 	Større forbrukere 	som i dag følger sitt energiforbruk løpende
vil 	nok	 respondere på prisendringer på egen hånd, mens det for mindre brukere
sannsynligvis vil være nødvendig at nettselskap/kraftleverandør/uavhengig aggregat	or
styrer dette på vegne av forbrukeren. 	 Bakom en slik ordning vil det ligge en kontrakt
som tillater utkobling mot kompensasjon, slik vi beskrev i avsnitt 	6.7	.
6.11.4	 Bergvarme: Nye anlegg som vil ha reservekjeler og mulighet for lagring av
varme
Tiltaket 	energiomlegging 	– bergvarme og liknende med egen effektdekning	 handler om
å introdusere energiløsninger som kan bidra i spisslast, på de kaldeste dagene.
Energi	brønner og energi/varmelager i fjell, kombinert med varmepumper, brukes i
økende grad for termisk energiforsyning til bygg av ulike størrelser og typer. Brønner
med dybder på 200	-300 meter er vanlige å benytte, og det er gjort forsøk med å bore
ned til 800	 meter. Energibrønner og varmelagre i fjell gjør det mulig å sesonglagre varme.
De kan også levere betydelig effekt over korte tidsrom, typisk i kuldeperioder over noen
dager. I prinsippet kan disse bygges slik at de dekker hele det termiske effektbehovet 	i
bygg/grupper av bygg, og dermed i mindre grad belaste	r el-nettet	. Drift av varmepumper
vil imidlertid kreve el	-effekt som øker i takt med fallende temperaturer.

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
90	 	 	Vista Analyse
Varmelagre i fjell for sesonglagring av varme og leveranse av effekt i spisslast er
teknolog	i som ennå er på forsøksstadiet, og potensialet må utredes nøyere.
Eksisterende anlegg er i hovedsak dimensjonert for å dekke grunnlastbehovet til
varmeleveranse, men det er en økende trend med investeringer i større varmepumper
som gir høyere effektdeknin	g i de nyere grunnvarmeanleggene. Utnyttelse av potensialet
for «salg» av varmeeffekt i fjernvarmenettet er i liten grad vurdert tidligere. De innledende
vurderingene 	tyder på	 	at det er mange muligheter for utnyttelse siden
varmepumpeanlegg med energibrønn	er har en viss fleksibilitet særlig når det gjelder
kortvarige effektuttak.
Ettersom dette er tiltak som ligger et stykke fram i tid for å bli operasjonelle	, går vi ikke
nærmere inn på virkemiddelbruken her. Det finnes virkemidler hos Enova og Innovasjon
Norge i form av tilskudd til FoU	- og demonstrasjonsanlegg som vi antar kan benyttes for
å videreutvikle dette tiltaket.
6.11.5	 Varmtvannsberedere: Kan styre forbruket ved hjelp av koblingsur og
termostatjustering
Dette er et tiltak som flytter lasten fra perio	der med høylast (	om	 dag	en	) til perioder med
lavlast (	om 	natten). Elbillading og romoppvarming er tilsvarende tiltak, se nedenfor.
Størrelsen på berederen samt temperaturinnstillingene bestemmer berederens kapasitet
som varmelager. Denne kapasiteten kan utnyttes til å varme opp vann om natten, mens
tappevannsfor	bruket i hovedsak foregår om dagen. Hvis lagringskapasiteten er stor nok
kan hele el	-forbruket legges til natten. Varmtvannsforbruket i yrkesbygg er svært lavt
(små volumer/effekter), slik at tiltaket bare er aktuelt for husholdningene.
Man kan velge	 å gjennomføre tiltaket over tid ved å sørge for at nye beredere monteres
med det nødvendige utstyret for å styre elforbruket, eller også satse på ettermontering
av utstyret på eksisterende beredere. Sistnevnte framstår som relativt kostbart, særlig
dersom	 man skal installere mer avansert utstyr som vil kreve at elektriker foretar
installasjonen. For beredere med stikkontakt (effekt < 2 kW) kan man kjøpe et enkelt
tidsur som kobler tanken ut og inn over døgnet. Dette koster noen få hundre kroner eller
mindr	e, og vil fort kunne være en lønnsom investering for husholdningene dersom
prisforskjellene blir store nok. Pga. ulike former for markedssvikt 	(jfr. diskusjonen
tidligere i kapitlet) 	er det ikke sikkert at husholdningene vil kjøpe disse urene, og et
offent	lig tilskudd til dette kunne bidra til økt innkjøp. 	Alternativt kan urene deles ut gratis.
For å ha den ønskede effekten må imidlertid tidsuret faktisk benyttes og være innstilt på
riktig måte, noe som det i praksis vil være umulig å ha kontroll på. En til	skuddsordning
for slike små beløp framstår dessuten som relativt dyr å administrere. Vi vil derfor ikke
anbefale dette.
Dersom fremtidige prisforskjeller mellom dag og natt blir store nok kan det tenkes at
berederprodusentene på egen hånd vil mon	tere utstyr som regulerer elforbruket på nye
beredere. Som nevnt i kapittel 4 var berederne som ble benyttet da det var t	-tariffer med
billig natt	-strøm i Oslo utformet nettopp for å magasinere hele døgnforbruket basert på
tilført effekt om natten. Slike b	eredere vil kunne bli produsert på nytt, og myndighetene
kan eventuelt søke å påvirke produsentene til å produsere slike beredere, f.eks. gjennom
et standardkrav	 som springer ut av eventuelle EU	-initiativ	. Å satse kun på nye beredere
gjør at innføringen av	 tiltaket tar tid, men fram mot 2040 vil de fleste beredere være skiftet
ut dersom vi antar en levetid på ca. 20 år. 	I forhold til nettkapasiteten i 	Oslo og Akershus
kan dette være tilstrekkelig	, ettersom nettkapasiteten forventes å bli anstrengt først ett	er
20	20 og utover	.

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	91
En mulighet som kommer med installeringen av AMS	-teknologi er at en vil kunne
fjernstyre	 elforbruket i berederne. 	Dette vil sannsynligvis være en løsning som gir større
sikkerhet for at tankene er innkoblet på riktig tidspunkt i forhol	d til knapphetene i nettet.
6.11.6	 Elbillading	: Velegnet for flytting over døgnet
Tiltaket 	lastflytting ved hjelp av elbillading 	handler om å la elbilene lade på andre tider
enn topplast	. Det har vært en kraftig økning i elbilsalget de siste årene, og det antas 	at
veksten vil fortsette. En større elbilpark vil samlet sett øke strømbruken, men ladingen
av bilene er i stor grad fleksibel ettersom bilene:
• 	står stille store deler av tiden
• 	har relativt stor batterikapasitet sammenlignet med det meste av bruken
• 	ofte 	har tilgang til ladepunkt
Per i dag er elbillading styrt manuelt, med tidsinnstillinger i bilene og med apper o.l. for
biler	 som er oppkoblet til internett der de står. Kommunikasjons	- og styringsmulighetene
gjennom ladere og applikasjoner blir stadig bedr	e. Fra 2018 skal alle nye biler være
utstyrt med Ecall, et nødanropssystem som oppretter kontakt med en alarmsentral ved
en ulykke og sender ut informasjon om bilens posisjon. Denne typen teknologi, som
tillater toveis kommunikasjon, vil kunne brukes til l	aststyring.
Brukerens kostnader ved å flytte ladingen er små	 dersom stilletiden overstiger den
nødvendige ladetiden. Med kraftige ladere vil det stadig oftere være tilfellet. 	Innføring av
effekttariffer vil gi den enkelte brukeren 	insentiver 	til å benytt	e seg av mulighetene til å
flytte ladetidspunktet.	 Dette vil dempe utviklingen i den normale effektetterspørselen og
bidra til å flate ut varighetskurven. 	 Slik vi ser det	, vil 	imidlertid 	en 	akutt	 flytting av
ladetidspunktene for store deler av elbilparken 	den aller kaldeste dagen 	måtte gjøre	s av
en aktør med aggregatorfunksjon (med utspring i 	nettselskapet	, kraftleverandøren eller
en 	tredje	 aktør)	. En må være sikker på at den ønskede flyttingen oppnås, både ve	d at
reduksjonen foretas når nettkapasiteten er anstrengt og ikke minst at ladingen fases inn
slik at en unngår nye effekttopper. En 	utenforstående aktør	 vil kunne få tilgang til
styringssystemene for elbilenes lading gjennom apper o.l., og en vil ikke beh	øve å gå
veien via AMS. En stor fordel med dette er at ladingen kan styres uansett hvor elbilene
står parkert.
På lengre sikt vil også batteriene i elbilene kunne bli benyttet som el	-lagre som kan
trekkes på i perioder med knapphet på effektkapasitet	, jf	 omtalen i 	kap. 4	. Bruken av
elbilene på denne måten vil kunne komme som følge av store prisforskjeller over døgnet,
og 	dette	 vil kunne styre	s på samme måte som man kan styre ladingen.
6.11.7	 Romoppvarming	: 	Velegnet for flytting over døgnet og til bruk som
varmelager
Tiltaket 	lastflytting ved hjelp av bygningsmassen som varmelager og fleksibilitetsreserve
dreier seg om å øke temperaturen i bygg i forkant av effekttopper, og å la temperaturen
synke under effekttopper. 	Både i boliger og yrkesbygg benyttes i noe	n grad nattsenking
av innetemperaturen. Dette kan redusere energibehovet, men det øker også
effektbehovet i morgentimene. Dette er en direkte følge av bygningskroppens
egenskaper som varmelager. Dette varmelageret må fylles opp om morgenen, noe som
krever 	tilleggseffekt utover den effekten som skal til for å opprettholde normal
dagtemperatur i bygget. På grunn av bygningenes varmelagringsevne bidrar nattsenking
til å flytte laster fra natt til dag, dvs. motsatt av hva som er ønskelig fra et effektsynspunkt.
Dersom denne praksisen endres, flyttes altså laster tilbake fra dag til natt. Dersom
varmelagringsevnen i tillegg tas i bruk aktivt på de kaldeste dagene 	– og bygningene

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
92	 	 	Vista Analyse
varmes opp til en temperatur som er høyere enn normal dagtemperatur, vil
varmelagring	sevnen bidra til ytterligere lastflytting fra dag til natt. Dersom det i tillegg
aksepteres en noe lavere innetemperatur i bygget på slutten av dagen, vil flyttet
energimengde og virkningen på last	-situasjonen i nettet bli enda større. Kostnaden
består i h	ovedsak av merforbruk av energi om natten, transaksjonskostnader	,
bekvemmelighetskostnader og 	investeringer i styringssystemer.
Tiltaket er i første rekke 	og på kort sikt 	aktuelt for næringsbygg, hvor mange allerede har
ulike styringssystemer på plass. De	tte kan være sentrale styringssystemer som via
apper og annen kommunikasjon styrer oppvarmingen i de ulike delene av bygget, eller
enklere mekanismer som senker temperaturen noen grader om natten. Man må altså
snu dette slik at man i stedet varmer opp bygg	et 	om 	natten og slår av oppvarmingen 	om
morgenen, noe en eventuell framtidig prisforskjell på elforbruk mellom natt og dag kan
gi 	insentiver	 til.	 Dersom prisforskjellene er store nok, 	og/eller at en har innebygde
systemer for smart styring av forbruket, 	vil disse prisforskjellene et stykke på vei oppnå
den tilsiktede flyttingen av romoppvarming fra dag til natt. Vi tror 	imidlertid	 det	 for
kortsiktig styring av effekt 	i tillegg vil være 	nødvendig med en 	aktør	 som koordinerer
elbruken til romoppvarming i den 	sam	lede bygnings	massen for bl.a. å 	gi sikkerhet for
nødvendig effektreduksjon i perioder med knapphet på kapasitet og en innfasing som
ikke gir nye effekttopper. 	Det	 kan inngå	s avtaler med byggansvarlige om hvordan
oppvarmingssystemet skal styres på kalde 	vinterdager, og evt. også om løpende styring
og koordinering av forbruket. 	I slike avtaler må det ligge en finansiell komponent i form
av prisavslag for å gi nødvendige insentiver.
6.12	 Veien videre
Gjennomgangen av nødvendig virkemiddelbruk for å få realisert de aktuelle tiltakene
viser at 	en vil komme et stykke på vei ved hjelp av 	pris	mekanismer	 og automatisert utstyr
for desentralisert lastflytting og lastreduksjon. Imidlertid er det etter vår vurd	ering
nødvendig med en 	fjernstyring av forbruket	 i følgende tilfeller:
• 	For å gi sikkerhet for nødvendig forbruksreduksjon 	(og tilpasset innfasing) 	i
akutte	 situasjoner, gjerne assosiert med den aller kaldeste dagen
• 	For å redusere forbrukernes transaksjonsk	ostnader i alle situasjoner.
Aggregatortjenester for å redusere forbrukernes transaksjonskostnader vil vokse frem i
seg selv i 	ulike deler av 	markedet 	(sluttbruker/day ahead og regulerkraft) 	dersom det er
til tilstrekkelig fordel for alle parter. Denne for	delen er økende i prisdifferansen mellom
knappe og ikke	-knappe 	effekt	situasjoner, og den er økende i teknologitilgjengelighet.
Aggregatortjenester for å sikre forbruksreduksjon i akutte situasjoner kan kreve aktiv
tilrettelegging fra det offentliges side	, jfr. diskusjonen i kap	ittel	 6.7	.
Med en aggregatortjeneste er det ikke nødvendig at forbrukerne står overfor variable
effekt	priser	 i markedet	. Forbrukeren kan få den priskontrakten han vil via aggregatoren
inkludert en kompensasjon for å stille deler av s	itt forbruk (knyttet til funksjoner som
romoppvarming, elbillading) tilgjengelig etter nærmere kriterier. Forbrukere som ikke
inngår kontrakt 	om styring av forbruket	, stilles overfor variable 	effektpriser eller en annen
kontrakt, slik det er i markedet for	 kraftleveranser i dag	.
Effektprising som gir signaler om effektkapasiteten er ønskelig som basis for å kunne
benytte de ulike tiltakene i den løpende tilpasningen, men laststyring kan også skje uten
slik prising basert på den løpende driftsstyringen av n	ettet og bl.a. kontakt mellom
netteier	, kraftleverandør	 eller	 en 	uavhengig 	aggregator dersom en har sanntids måling
av forbruket.

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	93
Gitt 5000 MW tilgjengelig kapasitet tilsier p	rognosene at det først er fra slutten av 2020	-
tallet og utover at effektknapphet	en i nettet i 	Oslo og Akershus	 blir prekær. Knappheten
vil sannsynligvis først komme til syne på kalde vinterdager, og opptre gradvis hyppigere
etter hvert som effektetterspørselen vokser. Dette betyr at det ennå er noe tid før
tiltakene for alvor skal imp	lementere	s. Det tar imidlertid tid å få på plass avtaler og annet
rammeverk mellom de ulike aktørene om implementeringen, og det er derfor nødvendig
å komme i gang raskt med forberedelsene bl.a. for å kunne avgjøre om en kan basere
seg på de alternative ti	ltakene, eller om nettutbygging vil være nødvendig. For den
nærmeste tiden foreligger det følgende utfordringer til aktørene:
• 	Energimyndighetene:
o 	Få vedtatt ny tariff	-forskrift, slik at nettselskapenes rammer for effekt	-
tariffer og avtaler om utkobling a	v forbruk blir klare. Dette er viktig bl.a.
for om Hafslund Nett kan opprettholde sine avtaler om utkobling.
o 	Få en avklaring på 	hvem som	 kan påta seg en aggregatorrolle	 (f.eks.
om nettselskapene kan gjøre det)	, og hvilke krav som vil bli stilt til den
som	 skal inneha rollen.
o 	Hva kan gjøres for å sikre at reservekapasiteten i eksisterende
oljekjeler ikke faller bort fram mot 2020?
• 	Statnett:
o 	Få i gang innledende samtaler med Hafslund Nett (og evt. andre
regionale nettselskaper) om deres rolle i å gjennomfør	e alternative
tiltak til nettutbygging
o 	Sørge for avklaring av Statnetts rolle og ansvar, herunder ansvaret for
bruk av nødvendige virkemidler for å få realisert tiltak som er
alternative til nettutbygging. Er det f.eks. behov for endrede fullmakter
til å påvirke de regionale nettselskapene?
o 	Av	klare aktuelle sektormyndigheters (Arbeidstilsynet, Dibk, DSB osv.)
syn på de foreslåtte tiltakene
o 	Vurdere tiltakene nærmere mht. kostnadseffektivitet, mulighet for
gjennomføring osv.
• 	Enova:
o 	Avklare på en konkret og sikker måte kostnader og potensialer ve	d
tiltakene nevnt her, og på dette grunnlag utforme målrettede og gjerne
tidsbegrensede støtteordninger.
Retningslinjer for a	ggregatorfunksjonen 	må også etter hvert på plass. Dersom Hafslund
Nett skal stå for dette selv eller evt. gjennom et heleid datters	elskap kan man ta
utgangspunkt i de avtalene man har inngått om utkobling av forbruk, og videreutvikle
dette med avtaler på nye områder. Dersom 	kraftleverandørene eller 	en uavhengig, privat
aktør skal stå for aggregatorfunksjonen	, må man sørge for å få på 	plass avtaler med e	t
eller flere selskaper om styring av forbruk i perioder med knapphet på nettkapasitet. 	Slike
avtaler vil være basis for aggregatorens avtaler med enkeltforbrukerne.
Lastprofilen for 	Oslo og Akershus	 per i dag viser at etterspørselen h	ar en spiker de aller
kaldeste dagene	/periodene	. Dersom 	aggregatorfunksjonen	 bare tre	r i kraft i perioder
med 	den høyeste 	knapphet	en	 i nettet vil den være lite interessant for private 	aktøre	r, og
nettselskapene må regne med å betale for oppbygging av en po	rtefølje med avtaler
mellom aggregatoren og forbrukerne som vil bli sjelden benyttet. 	Dette kan imidlertid
være rimeligere enn ytterligere nettutbygging. 	Hvis prisforskjellene over døgnet blir store
nok vil det åpne seg interessante muligheter for private 	aktører for å drive en form for
arbitrasjevirksomhet gjennom å flytte forbruk fra perioder med høye priser til perioder
der prisene er lave	, for slik å redusere transaksjonskostnader	. Det er etter vår vurdering
sannsynlig at ulike selskaper etter hvert vil	 etablere slik virksomhet på egen hånd. Det

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
94	 	 	Vista Analyse
kan da være relativt rimelig for nettselskapene å kunne inngå avtaler med allerede
etablerte aggregatorer om utkobling/flytting av forbruk i perioder med 	høy 	knapphet i
nettet.

Alternativer til 	nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
Vista Analyse 	 	 	95
Referanser
EU (2015): Regulation (EU) 2015/758 of the European Parliament and of the Council of
29 April 2015 concerning type	-approval requirements for the deployment of the eCall in	-
vehicle system based on the 112 service and 	amending Directive 2007/46/EC.
Hafslund Nett (2015): Kommentarer til NVEs høring om tariffer for uttak i
distribusjonsnettet. Høringsuttalelse av 07.05.2015.
NOU (2010): 	Tilpassing til eit klima i endring	. NOU 2010:10.
NVE (2015a): 	Kostnader i energisektoren; Kraft, varme og effektivisering. 	NVE	-rapport
2/2015
NVE (2015	b): Høring om tariffer for uttak i distribusjonsnettet. 	Høringsdokument, 2015.
Nyholm, E., S. Puranik, E. Mata, M. Odenberger and F. Johnsson (2016): Demand
response p	otential of electric space heating in Swedish single	-family dwellings, 	Building
and Environment	 96, 270	-282.
Optimeering (2016) Energi	- og effektprognoser Stor	-Oslo 2050.	 Optimeering AS, 12.
oktober.
Statnett (2016a): Dagens løsninger i systemdriften.
Statnett (2016b): Vilkår for anmelding, håndtering av bud og prissetting i
regulerkraftmarkedet (RKM). 	Gjeldene fra 07.12.2016.
Statnett (2017	a): Samfunnsøkonomisk analyse av alternativer til nett. Notat.
Saksbehandler Ola Øyan.
Statnett (2017b): Forbru	ksprognose Stor	-Oslo.
Statnett (udatert): 	Fremtidens net	t i Stor	-Oslo.
http://www.statnett.no/PageFiles/12487/Dokumenter/~1	-
Overordnet%20plan%202015/Fremtidens%20nett%20i%20Stor	-Oslo.pdf
Thema (2016): Teoretisk tilnærming til en markedsløsning for lokal fleksibilitet. 	Thema
Rapport 2015	-37. Thema Consulting Group, Oslo.
Thema (2017): RKOM: Evaluering av prøveordning med unntak i NO1. 	Thema Rapport
2017	-18. Thema Consulting Group, Oslo.
Xrgia & EC group (2012): 	 Nettplan Stor	-Oslo: Alternativer til nettinvesteringer. Rapport
utarbeidet av Xrgia og EC Group på oppdrag 	fra	 Statnett, datert 27.1.2012

Alternativer til nettinvestering: Eksempler fra Oslo og Akershus
96	 	 	Vista Analyse

Vista Analyse AS
Vista Analyse AS er et samfunnsfaglig analyseselskap med hovedvekt på
økonomisk forskning, utredning, evaluering og rådgivning. Vi utfører oppdrag
med høy faglig kvalitet, uavheng	ighet og integritet. Våre sentrale temaområder
omfatter klima, energi, samferdsel, næringsutvikling, byutvikling og velferd.

Våre medarbeidere har meget høy akademisk kompetanse og bred erfaring
 inn	ennfor konsulentvirksomhet. Ved behov benytter vi et ve	lutviklet nettverk med
selskaper og ressurspersoner nasjonalt og internasjonalt. Selskapet er i sin
helhet eiet av medarbeiderne.
Vista Analyse AS
Meltzersgate 4
0257 Oslo

post@vista	-analyse.no
vista	-analy	se.no