sou · GNB395 · 2000-01-01 00:00:00 — beslutade i en- lighet med förslag (rskr. 1998/99:53). Istället kommer från s.k. schablonberäkning att användas för de kunder som undantagits från kravet på timvis mätning. beslut förändrade förutsättningarna för LEKO-utred- ningen på ett genomgripande sätt. Flertalet av de frågor kring eventuella undantag från timvis mätning som utredningen hade att överväga var i praktiken redan avgjorda. Mot denna bakgrund inlämnade en särskild skrivelse till regeringen1. I skrivelsen konstaterades att leveranskoncessionssystemet inte kan upprätthållas när scha- blonberäkning införs och hela elmarknaden därmed öppnas för kon- kurrens. beslut sades därför innebära att utredningens huvuduppgift, att utvärdera leveranskoncessionssystemet, inte längre var relevant. Vidare konstaterades att det inte längre fanns anledning för utredningen att lämna ett delbetänkande . I skrivelsen föreslog utredningen också en ny inriktning av utred- ningsarbetet. Att utforma de mer praktiska detaljerna kring schablon- beräkningen ansågs inte vara uppgift, utan ansvaret för detta borde enligt utredningens mening istället läggas på i samarbete med och branschen. fortsatta arbete föreslogs istället omfatta att göra en samlad bedömning av förutsättningarna för att införa schablonberäkning på basis av myndigheternas arbete, samt att utreda vissa preciserade detaljfrågor, som t.ex. hur skyddet för den småskaliga elproduktionen bör hanteras när leveranskoncessionssystemet upphör. Regeringen delade i allt väsentligt ståndpunkter. Således gavs i uppdrag att i samråd med föreslå och utforma ett system för schablonberäkning som skall träda i kraft . Vidare gavs nya tilläggsdirektiv 1 Övergripande bedömningar beträffande schablonavräkning och det fortsatta utredningsarbetet avseende leveranskoncessionssystemet (LEKO dnr U-17). Utredningens uppdrag och uppläggning 17 (dir. 1999:19) i vilka regeringen säger sig dela utredningens bedömning att leveranskoncessionssystemet i dess nuvarande form inte kan behållas då schablonberäkning införs, och att utredningens ursprungliga direktiv vad avser utvärdering av leveranskoncessionssystemet därmed är aktuella. I tilläggsdirektiven angavs ett flertal frågor som skulle redovisa . Dessa frågor, som i första hand avsåg att analysera olika konsekvenser av införandet av schablon- beräkning, behandlades i utredningens delbetänkande Öppen elmarknad (SOU 1999:44). Delbetänkandet utgjorde ett väsentligt underlag för regeringens proposition Införande av schablonberäkning på elmarkna- den, m.m. (1998/99:137), vilken skall behandlas av . I tilläggsdirektiven angavs också två frågor som skall redovisas . Dessa frågor, vilka behandlas i detta slut- betänkande, handlar om att utredningen skall ·analysera behovet av skydd för små elproducenter då leveranskon- cessionssystemet i dess nuvarande form upphör, samt ·överväga om mätperiodens längd bör regleras och om elräkningen bör baseras på faktisk förbrukning samt lämna förslag på de författningar som kan behövas i ett sådant sammanhang. De ursprungliga direktiven samt de två tilläggsdirektiven återges i bila- gorna 1–3. har valt att i slutbetänkandet koncentrera sig på de två delfrågor som anges i tilläggsdirektiven. Detta innebär bl.a. att ut- redningen inte haft som ambition att, utöver vad som gjorts ovan, sam- manfatta det övriga utredningsarbete som bedrivits. Mot denna bakgrund har utredningen valt att i slutbetänkandet heller inte beskriva bakgrundsfakta kring den reformerade elmarknaden eller om leverans- koncessionssystemet, m.m. Sådana redovisningar finns i utredningens skrivelse av , varför den som önskar ta del av sådan information hänvisas dit. I utredningsarbetet har sammanträden med sakkunniga och experter hållits vid sammanlagt 13 tillfällen. Utredningen har sedan den inledde sitt arbete också inhämtat synpunkter från ett antal olika aktörer vid sammanlagt ett nittiotal möten. Bland dessa aktörer finns leveranskoncessionärer och 18 Utredningens uppdrag och uppläggning lokala nätföretag, konkurrerande elhandelsföretag, innehavare av små- skaliga elproduktionsanläggningar, tillverkare och leverantörer av el- mätare, olika intresseorganisationer, myndigheter, m.fl. Utredningen har även varit i kontakt med (M 1998:05). Vidare har studiebesök gjorts vid ansvariga departement och myndigheter i , och , samt vid general- direktorat för energi (DGXVII). Mycket av det empiriska underlaget till slutbetänkandet inhämtades och våren, och finns redovisat i utredningens skrivelse av och i delbetänkandet. Detta gäller t.ex. flertalet av de uppdrag som utredningen lagt ut på myndigheter och konsulter. Dessa uppdrag har handlat om att ·Svenska Kraftnät analyserat vissa aspekter kring balansavräkning i en schablonavräknad elmarknad, ·Energimyndigheten redovisat myndighetens erfarenheter av hur leveranskoncessionssystemet kommit att tillämpas i praktiken, ·Price Waterhouse analyserat konsekvenserna för leveranskoncessio- närernas ekonomi av ett införande av schablonberäkning, ·ÅF-Energikonsult analyserat den timvisa elmätningens fördelar, ·SIFO undersökt de lokala nätföretagens och leveranskoncessionä- rernas attityder i olika avseenden, samt att ·EME Analys respektive Sycon Energikonsult i olika avseenden ana- lyserat den småskaliga elproduktionens ekonomiska förutsättningar. Underlag för den tidigare skrivelsen, delbetänkandet och det nu före- liggande slutbetänkandet har även utgjorts av en mängd litteratur och annat skriftligt material, som i huvudsak framgår av den litteraturför- teckning som redovisades i delbetänkandet. Underlagslitteratur som tillkommit framgår av slutbetänkandets fotnoter. Den fortsatta framställningen har disponerats på följande sätt. I kapitel 2 redovisar utredningen sin analys av behovet av skydd för den småskaliga elproduktionen då leveranskoncessionssystemet upphör. I kapitel 3 redovisar utredningen sin bedömning av om mätperiodens längd bör regleras och om elräkningen bör baseras på faktisk för- brukning. I kapitel 4 behandlas de generella direktiv som gäller för utredningen. 2Överväganden beträffande småskalig elproduktion Småskalig elproduktion utgör av landets totala elproduktion, eller knappt . Som småskaliga räknas produktionsanlägg- ningar som kan leverera en effekt om högst 1 500 kW. Även om flera anläggningar är belägna i närheten av varandra och gemensamt matar in el på ledningsnätet, betraktas de enligt ellagen som separata anlägg- ningar. De småskaliga anläggningarna är anslutna på lokalnätsnivå. Den småskaliga elproduktionen utgörs främst av vattenkraft och vindkraft. Totalt finns ca 1 200 små vattenkraftverk, som producerar ca , och ca 400 vindkraftverk, i vilka produceras ca . Till detta kommer vissa kraftvärmeverk1. Systemet med leveranskoncession ger småskalig elproduktion ett särskilt skydd. Således är leveranskoncessionären skyldig att köpa el från småskaliga produktionsanläggningar som är belägna inom det geo- grafiska område koncessionen omfattar (den s.k. mottagningsplikten). Detta skall också ske till ett skäligt pris. Leveranskoncessionssystemet infördes i samband med att elmark- naden reformerades . Motsvarande skydd för den småskaliga elproduktionen har dock funnits , då det i ellagen infördes regler om att den lokale eldistributören skulle vara mot- tagningspliktig och att ersättningen skulle kunna skälighetsprövas. Ti- digare styrdes eldistributörernas inköp av småskalig kraft av allmänna branschrekommendationer som togs fram , de s.k. EKOVISAM-reglerna (ekonomiska villkor för samkörning med mindre produktionsanläggningar upp till 1 500 kW). Ett syfte med leveranskoncessionssystemet var att ge innehavare av småskaliga produktionsanläggningar möjlighet att anpassa verksamheten till de förändrade villkor som en fri el- 1 mindre än 1 500 kW utgör en marginell del av den småska- liga elproduktionen, varför kraftslaget inte vidare behandlas i kapitlet. 20 Överväganden beträffande småskalig elproduktion marknad skulle komma att innebära. Systemet var tänkt att gälla , det vill säga t.o.m. . När schablonberäkning införs kan systemet med leveranskoncession emellertid inte behållas. Enligt tilläggsdirektiven skall därför analysera behovet av skydd för små elproducenter då leveranskoncessionssystemet upphör. Utredningens analys omfattar det skydd för småskalig elproduktion som leve- ranskoncessionen ger, dvs. mottagningsplikt och rätt till skäligt pris. I kapitlet redovisas utredningens syn på detta. I avsnitt 2.2 beskrivs ersättningsprinciper och stöd som gäller för småskaligt producerad el. I avsnitt 2.3 redovisas vissa övriga fakta kring den småskaliga elproduk- tionen. I avsnitt 2.4 beskrivs stödformer i några andra länder och vissa utvecklingstendenser inom EU. I avsnitt 2.5 redovisas utredningens överväganden och förslag. 2.2Ersättning och stöd till småskalig elproduktion I avsnittet beskrivs de ersättningar och stöd som kan utgå till innehavare av småskaliga produktionsanläggningar, nämligen ersättning från leveranskoncessionären för levererad el (2.2.1), ersättning från nätägaren för anläggningens nätnytta (2.2.2), statligt driftstöd till vindkraft, s.k. miljöbonus (2.2.3), samt statliga investeringsstöd till småskalig vattenkraft och vindkraft (2.2.4). Inledningsvis bör sägas att när leveranskoncessionssystemet upphör kommer av naturliga skäl någon leveranskonces- sionär som köper den småskaligt producerade elen inte längre att finnas. Vilka ersättningsregler som därefter kommer att gälla vid försäljning av småskaligt producerad el framgår av avsnitt 2.5.2. Övriga ersättningar och stöd som beskrivs i avsnittet påverkas däremot inte av att leveranskoncessionssystemet upphör. Innehavare av en leveranskoncession är skyldig att, om det inte finns särskilda skäl till undantag, köpa el från småskaliga produktionsanlägg- ningar som är belägna inom det geografiska område koncessionen om- fattar. Det bör noteras att denna mottagningsplikt endast innebär en skyldighet för koncessionshavaren. Innehavare av en småskalig anlägg- ning behöver däremot inte utnyttja mottagningsplikten, utan kan sälja till någon annan om han så vill. Överväganden beträffande småskalig elproduktion 21 Ersättningen för den el som säljs till leveranskoncessionären skall vara skälig. För skälighetsbedömningen svarar . Ut- gångspunkten för skälighetsbedömningen är att ersättningen skall base- ras på leveranskoncessionärens genomsnittliga intäkter per kWh över året vid försäljning till hushållskunder och andra mindre förbrukare, med avdrag för skäliga kostnader för administration m.m. och skälig vinstmarginal för koncessionshavaren. Med nuvarande regelverk krävs att en elanvändare låter installera utrustning som möjliggör timvis mätning av elförbrukningen om han vill byta elleverantör. Denna utrustning är relativt dyr, för hushållskunder högst inkl. moms genom det takpris som infördes . Majoriteten av hushållen är därför i praktiken utestängda från den konkurrensutsatta delen av elmarknaden, något som dock förändras när schablonberäkning införs . Den bristande konkurrens som varit för handen innebär att hushållens elpriser är relativt höga. Med den ersättningskonstruktion som leveranskoncessionssystemet inneburit för den småskaliga elpro- duktionen har detta i sin tur medfört att den småskaliga produktionens ersättning legat över marknadspriset på el. Enligt den undersökning som gjort åt utredningen2 ligger således den ersättning som leveranskoncessionärerna betalar för levererad el i ge- nomsnitt på ca /kWh. Att en elproduktionsanläggning är ansluten till ett nät kan innebära vissa fördelar för nätägaren. Dels kan inmatningen av el från anläggningen medföra minskade energiförluster i nätkoncessionshavarens ledningsnät. Dels kan det faktum att anläggningen är ansluten till ledningsnätet möjliggöra att koncessionshavarens avgifter för att ha sitt nät anslutet till annan koncessionshavares ledningsnät reduceras. För värdet av dessa fördelar har elproducenten rätt till ersättning från nätägaren. Regeln att en elproducent skall ges ersättning för de fördelar an- läggningen medför för nätägaren är generell och omfattar alla elprodu- center, inte endast innehavare av små kraftverk. Specifikt för småskaliga produktionsanläggningar gäller däremot att innehavaren betalar en reducerad nättariff i relationen med det lokala nätföretaget. Innehavare av en småskalig anläggning skall sålunda för överföring av el endast betala den del av avgiften enligt nättariffen som motsvarar 2 Ekonomiska förutsättningar för den småskaliga elproduktionen – rapport till (). 22 Överväganden beträffande småskalig elproduktion den årliga kostnaden för mätning och rapportering på nätkoncessions- havarens nät. Innehavaren skall dessutom betala engångsavgift för an- slutning samt avgift för mätare med tillhörande insamlingsutrustning och för dess installation i inmatningspunkten3. Regeln om reducerad nättariff har tillkommit av praktiska skäl, i syfte att förenkla hanteringen av den småskaliga elproduktionen. Sammantaget får innehavare av små kraftverk en nettoersättning från lokalnätsägarna som i allmänhet ligger på ca 1–/kWh att döma av den studie utfört åt utredningen. Enligt svarar ersättningen när det gäller anslutning av småskaliga vattenkraftverk och enskilda vindkraftverk i stort sett mot de minskade kostnader nätägaren har till följd av att produktionen är ansluten till nätet. Till vindkraftsproducenter utgår ett statligt driftstöd, som uppgår till /kWh (s.k. miljöbonus). Stödet gäller vindkraft generellt, och inte just småskalig vindkraft. Samtliga vindkraftverk som installerats är dock, med något enstaka undantag, mindre än 1 500 kW (se vidare avsnitt 2.3.2). Miljöbonusen är kopplad till nivån på energiskatten för el, och är därmed beroende av beslut som berör denna nivå. Från uppgår skatten i normalfallet till /kWh, vilket därmed också utgör nivån på miljöbonusen. Den mottagningspliktige leverans- koncessionären äger rätt att kvitta miljöbonusen till inköpt vindkraft mot den energiskatt han redovisar för försäljning av el till sina kunder. 2.2.4Investeringsstöd till småskalig vattenkraft och vindkraft Genom energipolitiska program inrättades femåriga investe- ringsstöd för småskalig vattenkraft (av investeringen för verk större än 100 kW) och för vindkraft (av investeringen för verk 3 När schablonberäkning införs kommer innehavare av små kraftverk alltjämt att betala en reducerad nättariff. skall all produktion timmätas. För små kraftverk kommer kostnaden för timmätare och dess installation dock inte att behöva betalas av innehavaren, utan denna kostnad kommer istället att ingå i kostnadsunderlaget för den gemensamma nättariffen. Överväganden beträffande småskalig elproduktion 23 större än 200 kW)4. För båda kraftslagen har dock investeringsstöd, med varierande nivåer, funnits tidigare: för den småskaliga vattenkraften och för vindkraften . Stödens mål är att den årliga produktionen av småskalig vattenkraft skall öka med , och att den årliga produktionen av landbaserad vindkraft skall öka med . I sammanhanget bör påpekas att energipolitiska program byggde på de elprisprognoser som redovisade, dvs. att elpriset skulle ligga på /kWh . Enligt Ener- gimyndighetens senaste bedömningar kommer elpriset dock sannolikt att ligga på nivån /kWh fram . 2.3Vissa övriga fakta kring den småskaliga elproduktionen I avsnittet beskrivs bl.a. ägarförhållanden och kostnadsstruktur för små- skalig vattenkraft (2.3.1) och vindkraft (2.3.2). Mer utvecklade reso- nemang om vilka ersättningsnivåer som behövs för lönsamhet redovisas dock i första hand i avsnitt 2.5.3. Beskrivningarna är således uppdelade per kraftslag. En generell iakttagelse, som det finns skäl att nämna inledningsvis, är dock att den småskaliga elproduktionen geografiskt sett är relativt koncentrerad. T.ex. sker vindkraftsproduktion i första hand i områden med goda vind- förhållanden, som och . Den geografiska koncentrationen framgår av den undersökning utfört åt utredningen6. Att döma av har av landets lokalnätsägare småskalig elproduktion av mer betydande omfattning (fler än 10 kraftverk) ansluten till sina nät, medan av de lokala nätföretagen helt saknar småskalig elproduktion i sitt område. Resterande av de lokala nätföretagen torde i genomsnitt ha ca 2–3 små kraftverk anslutna till sina nät. 1996/97:84, bet. 1996/97:NU12, rskr. 1996/97:272. Stöd infördes även för investeringar i anläggningar för kraftvärmeproduktion med biobränslen. 5Se t.ex. rapporten i – inför en strategi och handlingsplan för rationell energianvändning (, ). 6Leveranskoncession – en undersökning på uppdrag av (). 24 Överväganden beträffande småskalig elproduktion Vattenkrafttekniken har en lång historia i , så även den småska- liga vattenkraften7. första decennier byggdes ett stort antal små vattenkraftverk. Under 50-, 60-, och 70-talen lades emellertid ca 3 000 anläggningar ned av tekniska och/eller ekonomiska skäl. finns ca 1 200 små vattenkraftverk i drift. Antalet har varit re- lativt stabilt . Dessa kraftverk har en sam- manlagd effekt på ca 300–350 MW, och producerar ca . uppskattade 1984 den teoretiska utbyggnadspo- tentialen för småskalig vattenkraft till ytterligare ca 3–/år8. Av detta antogs ca /år komma från återuppbyggnad av nedlagda kraftverk och utbyggnad vid befintliga dammar som inte utnyttjas för vattenkraftändamål. I rapporten betonas dock att bedömningen endast avser den teoretiska potentialen, och att potentialen reduceras kraftigt om hänsyn även tas till att vissa älvområden undantagits från vatten- kraftutbyggnad, samt till att motstående intressen i övrigt och ägarför- hållanden m.m. i praktiken kan påverka förutsättningarna. Enligt en rapport från 19979 fördelar sig ägandet av den småskaliga vattenkraften, uttryckt som andel av total installerad effekt, som i ta- bellen nedan. Ägande av små vattenkraftverk, andel av total installerad effekt Privatpersoner (inkl någon enstaka samfällighet) Företag med annan huvudverksamhet (främst bruk) Som framgår av tabellen produceras en relativt stor del av den småska- liga vattenkraften i kraftverk som ägs av stora kraftbolag eller lokala 7Vad som räknas som småskalig vattenkraft är inte självklart. Som kommer att framgå av avsnitt 2.4 har flera EU-länder satt gränsen vid en effekt på 10 MW. I har vi dock haft gränsen 1,5 MW. En förklaring som förmedlats till utredningen är att 1,5 MW etablerades som en teknisk standard när kraftbranschen sökte utveckla en lämplig turbintyp för elutvinning ur mindre vattendrag. 8Se rapporten vattenkraftverk (1984:4). 9Elsystem med distribuerad elproduktion (Elforsk Rapport 97:22), citerad efter Sycon. Överväganden beträffande småskalig elproduktion 25 Det bör dock noteras att den rapport som uppgifterna hämtats ifrån är . Mot bakgrund av att många lokala el- distributörer köpts upp av de stora kraftbolagen kan antas att kraftbolagens andel är större än i tabellen och de lokala eldistri- butörernas andel mindre. Tabellen återger de olika ägartypernas andelar av total installerad effekt. Om man istället utgår ifrån antal kraftverk blir bilden en annan. De privata ägarna torde i detta fall stå för , dvs. det finns många privata ägare, men deras kraftverk är i allmänhet små. Denna bild bekräftas av statistik som förmedlats till utredningen av Sveriges Energiföreningars (). En stor del av de anlägg- ningar som ägs av privatpersoner torde för övrigt vara s.k. mikrokraft- verk, mindre än 100 kW. Att döma av Sycons arbete åt utredningen10 utgör de småskaliga vattenkraftverken en mycket heterogen skara, varje kraftverk är i princip unikt. Detta beror på att kraftverken dels har anpassats till den teknik som var ledande då de uppfördes, och fram till , och dels har anpassats till det aktuella topografiska och geografiska läget, som kan skifta starkt mellan olika anläggningar. När de byggdes var dock de flesta vattenkraftverken ekonomiskt motiverade, låt vara att 150 anläggningar –1987 gavs ett direkt investeringsstöd om totalt . Enligt Sycon är det också svårt att precisera standardiserade kostna- der för småskalig vattenkraft. Som framgår av nedanstående genomgång kan således kostnader för såväl investeringar som för drift och underhåll variera kraftigt. Det bör noteras att genomgången beskriver de verkliga kostnaderna, utan hänsyn till att den enskilde kraftverksägaren kan erhålla investeringsstöd. Investeringskostnader för småskalig vattenkraft Att döma av den tidigare nämnda rapporten från medför ett uppförande av ett småskaligt vattenkraftverk i första hand de kostnadstyper som framgår av nedanstående ruta. 10 Sycon har avlämnat rapporterna Ekonomiska förutsättningar för små producenter av elektrisk kraft () och Ekonomiska förutsättningar för små producenter av elektrisk kraft utan stöd (). 26 Överväganden beträffande småskalig elproduktion -vattenvägar (tunnlar, kanaler, rännor och tuber) Kostnader för mekanisk och elektrisk utrustning -turbin/-regulator -luckor, grindar etc -övrig elektrisk utrustning I Statens energiverks rapport redovisas kostnadsfördelningen för ett 60- tal investeringsprojekt, varav merparten avsåg renovering av befintliga anläggningar. Bland dessa stod byggnadsarbeten i genomsnitt för av den totala projektkostnaden, mekanisk och elektrisk utrustning för , och övriga kostnader för . Enligt Sycon är kostnaden för utbyggnad bl.a. beroende av hur vat- tendomen är utformad med avseende på regleringsmöjligheter m.m. nyetableringar av småskalig vattenkraft kan antas vara mycket dyra . Kostnaderna för att bygga små kraftverk minskar dock om det redan finns damm eller andra byggnader. Enligt Energikommissionen är de små vattenkraftverk som byggts också etablerade till sådana platser. Detta gäller t.ex. fem småskaliga vattenkraftverk vars kostnader analyserades av kommissionen11. Kostnaderna för byggnationerna varierade i dessa fall mellan 2,4 och /kWh, år12. Enligt Sycons bedömning är det också mycket svårt att finna kraft- verkslägen som möjliggör en utbyggnad till en kostnad /kWh, år. 11Omställning av energisystemet. Underlagsbilagor, del 1 (SOU 1995:140). 12Kr/kWh, år (kronor ) är ett nyckeltal som används vid investeringsbedömningar av kraftverksprojekt. Måttet fås genom att dividera investeringskostnaden med förväntad årlig elproduktion. Överväganden beträffande småskalig elproduktion 27 Drift- och underhållskostnader för småskalig vattenkraft Kostnaderna för drift och underhåll kan variera kraftigt mellan olika anläggningar. En viktig förklaring till detta är anläggningarnas varie- rande lägesspecifika förhållanden. Utöver detta påverkas kostnaderna bl.a. av ålder och storlek, på så vis att nya och stora kraftverk tenderar att ha lägre drift- och underhållskostnader än gamla och små. Som framgått ägs de större kraftverken oftast av stora kraftbolag eller lokala eldistributörer, medan de verk som ägs av privatpersoner i allmänhet är små. Sycon pekar också på att drift och underhåll av damm med av- bördningsanordningar kan medföra betydande kostnader, och i vissa fall stå för hälften av de totala drift- och underhållskostnaderna. Att kostnaderna kan variera kraftigt framgår även av att de rörliga kostnaderna för drift och underhåll i de fem objekt analyserade uppgick till /kWh, medan Sycon anger att drift- och underhållskostnaderna i allmänhet uppgår till /kWh13. Total produktionskostnad för småskalig vattenkraft Att såväl investerings- som drift- och underhållskostnaderna varierar innebär också att varierande uppskattningar av den totala produktions- kostnaden kan ses i olika sammanhang. Enligt Energikommissionen bör man normalt räkna med en ekonomisk livslängd . Med denna avskrivningstid uppskattades den totala produktionskostnaden för de fem objekt kommissionen analyserade till mellan /kWh (vid /kWh, år) och /kWh (vid /kWh, år). Huruvida är en rimlig avskrivningstid är dock inte givet. Såle- des menar , efter samtal med banker som finansierar små vatten- kraftsprojekt, att de lån som erbjuds oftast har en löptid .