Negativa elnätstariffer 

Elnätstariffer syftar till att främja en effektiv användning av befintlig elnätsinfrastruktur och minska behovet av investeringar [1]. OmEV har tidigare skrivit om den EU-lagstiftning som reglerar införandet av en prismodell med en tidsdifferentierad komponent, en effektavgift, samt hur det har implementerats i Sverige och några andra EU-länder, bland annat Frankrike [2,3].

Dagens nyhetsbrev kommer att fokusera på lokala negativa elnätstariffer, dvs en prismodell med ersättning för elkonsumtion eller produktion vid en given tidpunkt, och hur Frankrike har infört detta samt en sammanfattning från en ny rapport som studerar hur elnätstariffer ska utformas när andelen elbilar ökar.

Kostnadseffektiv utformning av elnätstariffer

Utformningen av elnätstariffer är reglerad bland annat för att säkerställa att kunderna betalar ett skäligt pris samtidigt som elnätsföretagen får skälig täckning för sina kostnader och en rimlig avkastning [1].

Vad det kostar att ladda sin elbil beror både på elnätsavgiften och på elpriset. Elpriset varierar och flera åtgärder har införts för att förbättra möjligheterna för elbilsanvändare att reagera på prissignaler, så som smarta elmätare och elhandel per kvart i stället för per timme [4]. Detta har resulterat i nya elförbrukningsmönster, med en växande andel elbilar som laddar samtidigt när elpriset är lågt och detta påverkar elnätets kapacitet.

Tidigare i år publicerades en rapport från SmartEn, branschorganisationen för smarta elnät, där man har analyserat kostnadseffektiv utformning av elnätsavgifter [5]. Rapporten analyserar hur utformning av elnätsavgifter i EU kan bättre spegla verkliga kostnader i en framtid med en ökad andel elbilar i fordonsflottan. Rapporten lyfter behovet av att implementera elnätstariffer som kompletterar dynamiska elpriser då perioder med låga elpriser kommer skapa nya lokala toppar av efterfrågan vilka dagens elnät inte är dimensionerade för. Fyra exempel på utformning av elnätstariffer har analyserats:

Tariff 0 – utan variabel elnätsavgift, endast fast avgift per kWh, oberoende av tidpunkt eller användningsmönster. Denna utformning bedöms vara minst kostnadseffektiv och även tillsammans med ett dynamiskt elpris bedöms denna utformning fördyra laddningen.

Tariff B – avgift baserad på hushållets individuella toppförbrukning (€/kW). Denna utformning motsvarar förenklat en av de vanligaste som införts i Sverige. Rapportförfattarna bedömer att utformningen premierar jämn förbrukning över tid.

Tariff C – utveckling av Tariff B och där avgiften (€/kW) beror på tre parametrar: vilken tid på dygnet som toppförbrukning inträffar (dvs högre avgift om maxlast inträffar under peak än om den inträffar då nätet inte är lika hårt belastat), ökad tidsupplösning samt beroende av säsong (dvs lägre avgift under perioder när nätet generellt inte är lika hårt belastat).

Tariff E – en utformning där avgiften varierar timme för timme beroende på förväntad nätbelastning samt en fast avgift per anslutning. Rapportförfattarna har tagit fram detta exempel då de bedömer att det är en kostnadseffektiv, men även praktisk genomförbar, utformning.  De menar att denna utformning möjliggör styrning av elförbrukning i realtid och möjliggör symmetrisk prissättning för både konsumtion och inmatning (t.ex. vehicle-to-grid), till skillnad från Tariff B och C som bedöms ge incitament att undvika laddning under tider av hög nätbelastning, vilket minskar nätkostnaderna.

Avgiften för respektive utformning itereras fram baserat på avkastningsmål. För att jämföra elnätstarifferna har man modellerat 0-60 % elbilar i personbilflottan och hur prissignaler påverkar elförbrukningen.

Skillnaden i topplast skiljer sig inte nämnvärt fram till ungefär 15 % andel elbilar, därefter har utformningen en stor påverkan på hur hög topplasten blir. Jämfört med en fast elnätsavgift (Tariff 0), kan maxeffekt minska med ca 8 % med Tariff B (det svenska exemplet) och med ca 24 % med Tariff E. Resultatet från modelleringen innebär olika stora investeringsbehov, vilket i sin tur ger olika elnätsavgifter. Givet att utformningen skiljer sig åt är det svårt att redogöra för skillnaderna kortfattat (se sid 60-61) men jämför man Tariff B och E med Tariff 0 blir elnätsavgiften ca 6 respektive 18 % lägre.

Eftersom elnätsavgiften bara är en del av kostnaden för kund är även jämförelsen i total elkostnad intressant att jämföra. Jämfört med Tariff 0 minskar kostnaden med 2 respektive 4,6 % för Tariff B respektive Tariff E.

Om man studerar kostnaderna för specifikt elbilsladdning blir betydelsen av elnätsavgiften större givet att denna elförbrukning är responsiv för elpriset.  Jämfört med Tariff 0 minskar kostnaden för elbilsladdning med 10 respektive 15 % för Tariff B respektive Tariff E.

Baserat på modelleringen föreslår rapportförfattarna att det behövs mer avancerade elnätstariffer i takt med ökad elektrifiering, där införande av kapacitetsbaserade eller tidsdifferentierade avgifter som ett första steg och sedan införa helt dynamiska avgifter som speglar tillståndet i elnätet i mer eller mindre realtid.

Negativa elnätstariffer införs i Frankrike

Den franska motsvarigheten till Energimarknadsinspektionen CRE, Commission de régulation de l’énergie, har beslutat om områden, så kallade förbruknings- och inmatningszoner, där det kommer att bli möjligt att införa en priskomponent som möjliggör för negativa tariffer [6]. Prismodellen för elnätstariff beslutades i TURPE 7, Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Electricité, som beslutades i år och prismodellen kan införas för de utpekade områdena från och med den 1 augusti 2026. Områdena som är aktuella för negativ elnätsavgift finns över hela Frankrike med tyngdpunkt vid större städer.

Syftet är att främja anslutning av lagringskapacitet till elnätet som kan stötta vid lokala effekttoppar. Under TURPE 7 2025-2028 kommer priskomponenten införas för hushållsförbrukning och för inmatning av solel. Prismodellen ska vara valbar vid installation av batterilager i dessa områden. För elkonsumenter kommer detta bidra till installation av stationära batterilager, då det behövs att det finns en förutsägbarhet kring tillgänglighet, men på sikt kan även elbilsbatterier bli aktuella.

Det finns ännu inga uppgifter om storleken på ersättning (negativa elnätstariffer) men CRE har meddelat att priskomponenten ska vara geografiskt differentierad och beräknad utifrån effekt (kW) och nätbelastning.

Egen kommentar

För att slippa bli ålagd en hög elnätsavgift för att man passar på att ladda när elpriset är lågt behöver utformningen av elnätstariffer utvecklas. Det är mycket intressant som sker på området, bland flera intressanta forskningsprojekt där man undersöker vilka prismodeller som bedöms vara intressanta för att även elbilsägare ska vilja delta.

Frankrike skiljer sig från Sverige genom att ha en större elnätägare i distributionsnätet, Enedis, men på samma sätt som man tänker sig i Sverige har Frankrike en modell där flexmarknaden är lokal. Vidare har Frankrike ett system för regleringsexperiment med en rättslig ram anpassad till projekt som möjliggör testning av innovationer som skulle kräva ändringar i dagens regelverk och lagstiftning [7], så det kommer att finnas anledning till att följa utvecklingen där.

Referenser

[1] Energimarknadsinspektionen, Elnätsavgift och elnätsreglering länk

[2] omEV, Effektavgift och laddning, 11 mars 2025 länk

[3] omEV, Effektavgift i europeiska länder, 20 mars 2025 länk

[4] Energimarknadsinspektionen, Elpris länk

[5] SmartEn, A roadmap for cost-reflective electricity network tariffs in the EU 19 mars 2025 länk

[6] Commission de régulation de l’énergie, 9 oktober 2025 länk

[7] Commission de régulation de l’énergie, 20 oktober 2025 länk