sou · GTB333d2 · 2006-01-01 00:00:00 — motivera /MWh som referensnivå. Vi bedömer att ett intervall om +/- 25 % är rimligt. (EUR/ton) till /ton. Olika bedömningar pekar på något högre nivåer, vilket använd som bedömer vi att ett intervall om +/- 50 % är rimligt. Den totala värmemarknaden för bostäder och lokaler uppgår till och med 9 milj. inv. (MWh/inv., år) MWh/tätortsinvånare. Reduktion med 5–för att allt är inte anslutningsbart till fjärrvärme i en tätort ger ett lämpligt intervall. Rörliga produktionskostnader (bränsle samt rörliga drift- och un- derhållskostnader)7 Biobränsle (kr/MWh) Referensalternativet har baserats på priset /MWh (El från nya anläggningar 2003). Tillägg för /MWh i rörlig drift- och underhållskostnad (El från nya anläggningar 2003). Vi bedömer att ett intervall på +/- Naturgas (kr/MWh) Referensalternativet har baserats på priset /MWh (El från nya anläggningar 2003). Tillägg för /MWh i rörlig drift- och underhållskostnad (El från nya anläggningar 2003). Vi bedömer att ett intervall om +/- Olja (kr MWh) utgörs av den nivå som förelegat Tillägg för /MWh i rörlig drift- och underhållskostnad (El från nya anläggningar 2003). Kol (kr/MWh) uppgå till /MWh (baserat på 50 USD/ton). Tillägg för /MWh i rörlig drift- och underhållskostnad (El från nya anläggningar 2003). Vi bedömer dock att ett intervall om +/-är rimligt för kolpriset. 7 Pris för spillvärme och avfall varieras inte i modellen. Dessa har högsta prioritet i körordningen (som är fixerad), varför priset på dessa bränslen därför ej har någon påverkan på kraftvärmepotentialen. För systemkostnads-beräkningarna har dock en rörligt produktionskostnad för spillvärme antagits till /MWh. Rörlig produktionskostnad för avfall har antagits uppgå till –/MWh (mottagningsavgift reducerad med rörlig drift- och underhållskostnad). Bilaga 4 SOU 2005:33 För både bio-KV och gaskombi (kr/kWel) Investeringskostnad/kW antas vara linjärt beroende av storle- ken av anläggningen. Nivåer baseras på El från nya tetsförbättring som skulle leda Vi har från flera olika (kr/kWel)) håll fått indikationer på att har, åtminstone histo- riskt sett, uteblivit. torer har styrt prisbil- den på verk. Vi bedömer att ett intervall om +/- är rimligt. Totalt uppgår de variabla parametrarna till 9 stycken. Vissa av de variabla parametrarna är sinsemellan beroende. Inom ramen för detta uppdrag ingår dock ingen detaljerad korrelationsanalys. Priset på fossilt bränsle, dvs. naturgas, olja samt kol antas dock vara sins- emellan korrelerade. I simuleringarna hanteras detta genom att i de fall naturgaspriset är högt respektive lågt, så antas också olje- och kolpriset vara högt respektive lågt. På samma sätt har antagits att investeringskostnad per kWel för biokraftvärmeanläggningar samt gaskombianläggningar är sinsemellan korrelerade. Modellen har vissa förenklingar som minskar precisionen för potentialbedömningen: Den första begränsningen är att körordningen antas vara oför- ändrad oberoende av prisnivåer på bränslen mm. En mer korrekt modell borde ändra körordning efter större relativa prisändringar. Befintlig körordning bedöms vara rättvisande med dagens förut- sättningar och något högre elpris . begränsning är att ingen ny kraftvärme byggs på bekostnad av befintlig spillvärme och befintlig avfallsförbränning. Den andra begränsningen är att biobränsle antas vara tillgänglig i obegränsade mängder över hela landet, i motsats till naturgas som bara finns tillgänglig i vissa kommuner. I verkligheten kan det finnas en begränsning av kapacitet för ny biobränsleeldad kraft- värme i de tre storstadsregionerna med avseende på svår bränslelo- gistik och bristande tillgång till lämpliga produktionsplatser. Speciellt i vissa delar av kan ny kraftvärme på kort sikt antagligen enbart byggas med naturgas som bränsle. Dessutom kan prisbilden på biobränsle förändras om efterfrågan ändras markant. Motsvarande prisresonemang kan även vara relevant avseende pris på naturgas. Den tredje begränsningen är att kraftvärmepotentialen baseras på jämförelser av ekonomiska konsekvenser av förändringar av befintlig produktionssammansättning. Någon kontroll huruvida det skulle vara lönsammare att genomföra någon annan investering i någon annan produktionsteknik görs ej. Den fjärde begränsningen är att vi inte för de enskilda kraftvärmeinvesteringarna har beräknat genomförandetider. Alltså tas ingen hänsyn till praktiska begränsningar som exempelvis till- ståndsprocess, upphandling, byggnation, uppstart etc. Den femte begränsningen är att ingen hänsyn tagits till att förut- sättningarna för en enskild ort och/eller investering skiljer sig från de förenklade antaganden och schabloner som gjorts vid beräkning av den ekonomiska potentialen. Detta innebär att felaktigheter kan uppstå för enskilda orter och anläggningar. I de följande avsnitten redovisas resultaten av potentialberäk- ningarna. Först redovisas ett referensscenario och därefter redo- visas resultat av simuleringar som beaktar olika förändringar i de variabla parametrarna. I appendix 1 – Känslighetsanalys avseende kraftvärmepotentialen i anslutning till fjärrvärme visas resultatets känslighet med avseende förändringar i vissa parametrar. Ett referensscenario har tagits fram som utgår från dagens förut- sättningar (slutet av 2004) avseende tillgång på naturgas i olika kommuner, dagens integrationsledningar samt att dagens skattesy- stem och dagens certifikatsystem är beständigt. I referensscenariot antar vidare de variabla parametrarna sina respektive referensnivåer. Nedan visas resultatet av referensscenariot 2015. Vi har valt att definiera kraftvärmepotentialen som netto elbalans, vilket är total brutto elproduktion med avdrag för elanvändning till värmepumpar samt övrig driftel. I denna rapport avses benämningen kraftvärme- potential motsvara netto elbalans. Denna definition har valts då den redovisar den elproduktion som fjärrvärmesektorn netto kan till- föra elsystemet. Figur 15 Kraftvärmepotential enligt referensscenario. Övrig driftel beräknas schablonmässigt som av total värmeproduktion Ny prod.kapacitet i kraftvärme Elproduktion, ny kapacitet Elproduktion, befintlig kapacitet Total elproduktion, brutto Elanvändning till – värmepumpar -0,2 -1,8 Netto elbalans, TWh I referensscenariot 2015 beräknas den ekonomiska kraftvärmepo- tentialen till ca netto elbalans, respektive i total elproduktion brutto. Som jämförelse uppgick kraftproduktion inom fjärrvärmesektorn till (motsvarar elproduktion brutto enligt definitionerna i denna rapport) enligt SCBs statistik8. Referensscenariot 2015 innebär investeringar i ny produktions- kapacitet kraftvärme om 2 431 MWel. Som jämförelse uppgick den installerade kraftproduktionskapaciteten i fjärrvärmesektorn till 2 572 MWel9. av potentialen inom Elproduktion, ny kapacitet för refe- rensscenariot 2015 ligger inom biokraftvärme. Endast i begränsad omfattning kommer gaskombi att spridas i . Det främsta skälet är att med givna antaganden är investering i biokraftvärme lönsammare än gaskombi till följd av elcertifikatsystemet. Det projekteras eller planeras två gaskombian- läggningar i . Det ena är det beslutade i . I modellen ingår som en befintlig gaskombian- läggning. I modellen antas dock genomföra en biokraft- värmeinvestering, som ersätter . Den andra gaskombian- läggningen som planeras är i . I modellen antas även genomföra en investering i biokraftvärme. Modellens hantering av dessa två system påvisar att med givna antaganden och förutsättningar så har gaskombikraftverken svårt att konkurrera med biokraftvärme. Detta är en följd av de starka styrmedel som finns, främst elcertifikat. Den uppskattade ekonomiska kraftvärmepotentialen inom El- produktion, ny kapacitet i figur 15 ovan ligger till inom de system som kontrolleras av något av de tre stora energibolagen , respektive Fortum. Den största delen, , återfinns hos energibolag med främst kommunala ägare. 9Källa: Nordel. Figur 16 Fördelning av kraftvärmepotential på olika ägare Referensscenariot analyseras i detalj nedan. I figuren nedan visas effektbehovet per anläggning i referens- scenariot. Effektbehovet definieras som den kapacitetsökning uttryckt i MWel i respektive system som erfordras för att täcka det värmebehov som härletts för varje system givet en ökad marknads- penetration. Då elutbytet är olika för gaskombi och biokraftvärme har två kurvor avseende effektbehov för biokraftvärme respektive gaskombi härletts. Fiur 17 Effektbehov per system Totalt 264 system ingår i analysen. För endast en del av dessa system överstiger effektbehovet minimistorleken för investering i biokraftvärme eller gaskombi. I 75 av de 264 systemen överstiger effektbehovet 8 MWel. Detta motsvarar dock av systemens sammanlagda effektbehov. I 9 av de 27 system som har tillgång till naturgas överstiger effektbehovet 20 MWel. Detta motsvarar av systemens sammanlagda effektbehov. I figuren nedan visas avkastningen per investering. Figur 18 Avkastning per investering. Den vågräta svarta linjen markerar avkastningskravet på Av figuren framgår att av de 75 system där effektbehovet överstiger 8 MWel har endast 16 av biokraftvärmeinvesteringarna en lönsam- het som understiger avkastningskravet på . Vidare framgår att av de 9 system där effektbehovet överstiger 20 MWel har 3 av gaskombianläggningarna en lönsamhet som under- stiger antaget avkastningskrav på . Nedan sammanfattas beslutskedjan i grundscenariot för bio- kraftvärmeinvesteringar samt för gaskombiinvesteringar. Ur dessa bilder framgår att i de fall där det finns tillgång till naturgas och storleksmässigt finns utrymme för gaskombiinvestering, så är bio- kraftvärmeinvesteringen i de flesta fallen mer lönsam än gas- kombiinvesteringen. Figur 19 Investering i biokraftvärme i modellen – beslutskedja. Av de 264 system som ingår i modellen, är det 75 system som har ett effektbehov överstigande 8 MWel. Av dessa 75 system är det 59 system som har en avkastning i biokraftvärmeinvestering som överstiger avkastningskravet på . Av dessa 58 system är det 2 biokraftvärmeinvesteringar som ej genomförs eftersom avkastningen i gaskombiinvestering är lönsammare. Totalt genomförs biokraftvärme- investeringar i 57 system Figur 20 Investering i gaskombi i modellen – beslutskedja. Av de 27 system som ingår i modellen och som har tillgång till naturgas, är det 9 system som har ett effektbehov överstigande 20 MWel. Av dessa 9 system är det 6 system som har en avkastning i gaskombiinvestering som överstiger avkastningskravet på . Av dessa 6 system är det 4 gaskombiinvesteringar som ej genomförs eftersom avkastningen i biokraftvärmeinvestering är lönsammare. Totalt genomförs biokraftvärmeinvesteringar i 2 system Referensscenario 2015 – Förändring av produktionsmix I bilden nedan framgår hur produktionsmixen förändras i referens- scenariot jämfört med befintligt scenario (inklusive tillväxt ) där inga investeringar i kraftvärme görs. Ny biokraftvärme samt gaskombi ersätter främst värmeproduktion från fasta bränslen, värmepump, befintlig gaskraftvärme, befintlig oljekraft- värme samt värmeproduktion med olja. Av bilden framgår att värmeproduktionen i avfall kraftvärmeproduktion, avfall värme- produktion, spillvärme samt befintlig biokraftvärmeproduktion är oförändrad (vilket tidigare noterats som en grundförutsättning i modellen). Figur 21 Förändring av produktionsmix (fjärrvärme) 2015 för system utan investering i kraftvärme samt system efter investering i kraftvärme Förändring i produktionsmix (fjärrvärme ) för refe rensce nario 2015 Referensscenario 2015 – Förändring produktionskostnad I bilden nedan framgår hur produktionskostnaden förändras i referensscenariot. Produktionskostnaden är härledd utifrån rörliga produktionskostnader med avdrag för intäkt för såld el. Bilaga 4 SOU 2005:33 Figur 22 Förändring av rörlig produktionskostnad (med avdrag för intäkt för såld el) 2015 för system utan investering samt system efter inve- för refere nsscenario 2015 Produktionskostnad efter inv. Av bilden framgår att det för energiproducenterna finns en stor besparing i att ersätta dyr oljeproduktion med biokraftvärme. Den totala besparingen för producenterna uppgår till vid antagna rörliga produktionskostnader. Grov uppskattning av investeringar 2010, 2015 samt 2020 Baserat på beskrivna antaganden har investeringskostnaden för att i anspråkta kraftvärmepotentialen beräknats. Figur 23 Ackumulerade investeringar i kraftvärme för åren 2010, 2015 samt 2020 0,3-0,5 Kraftvärmepotential för referensscenariot 2010–2020 I diagrammet nedan visas kraftvärmepotentialen –2020 samt befintlig kraftvärmepotential . Med befintlig kraft- värmepotential avses den potential som finns i nuvarande fjärrvärmesystem (dvs.. normalårsvolym). Figur 24 Figuren visar kraftvärmepotential i befintliga anläggningar samt kraft- värmepotential , 2015 och 2020. Befintlig potential avser det fall då fjärrvärmesystemens värmeförsäljning inte ökar Kraftvärmepotential referenss cenariot (netto elbalans ) Ur bilden ovan framgår att den största delen av kraftvärmepoten- tialen finns tillgänglig i befintligt system. Den befintliga potentialen ligger nämligen i en möjlighet att byta befintliga dyrare produktionsanläggningar mot mindre kostsamma biokraftvärme- anläggningar. Dessa biokraftvärmeanläggningar är gynnade eko- nomiskt via en relativt sett låg biobränslekostnad samt framförallt via intäkter från försäljning av elcertifikat. Kraftvärmepotentialen i det befintliga fjärrvärmesystemet är i referensscenariot knappt , vilket utgör av den ackumulerade totala potentialen . Den framtida tillväxten i fjärrvärmeleveranserna svarar således för en mindre del av den totala kraftvärmepotentialen. Att kraftvärmepotentialen är så pass betydande i det befintliga fjärrvärmesystem, och inte enbart är beroende av en expansion av fjärrvärmenäten kan förefalla vara ett något överraskande resultat. Det främsta skälet är att de ekonomiska förutsättningarna för bio- bränslebaserad kraftvärme förbättrats radikalt genom att elcertifi- Elcertifikaten ökar dramatiskt lön- samheten i biokraftvärmeinvesteringar. Nedan illustreras effekten av elcertifikaten på värmeproduk- tionskostnaden i en biokraftvärmeanläggning. Värmeproduktions- kostnaden definieras som bränslekostnad justerade för förluster samt med avdrag för intäkt från elproduktion. Figur 25 Illustration av värmeproduktionskostnad för biokraftvärme utan certifikat och med certifikat I uppdraget ingick att utöver en potentialuppskattning i form av ett referensscenario, att även genomföra simuleringar för att under- söka hur potentialerna påverkas vid förändringar i parametrarna. Simuleringen sker genom ett stort antal beräkningar, med olika kombinationer av nivåer på de variabla parametrar som redovisades i avsnitt 4.1.3. I efterföljande avsnitt redovisas resultatet av simuleringarna för , och , vilket är utgångs- läget för uppskattningen av den ekonomiska kraftvärmepoten- tialen. Nedan redovisas de scenarier som studerats. Av utrymmesskäl åskådliggörs resultaten för dessa scenarier endast för . Koncessionsplikt införs mellan integrerbara system. Naturgasledning till och . CO2-skatten på kraftvärmeproduktion slopas. Handel med utsläppsrätter slopas. Kombinerade förändringar av grundförutsättningar. Föreliggande simuleringar utgår från befintliga marknadsförutsätt- ningar. Simuleringarna resulterar i ett antal olika beräkningsutfall avseende värdet på kraftvärmepotentialen. Dessa beräkningsutfall sorteras i storleksordning varvid en S-formad kurva erhålles enligt figurerna nedan. På den horisontella axeln anges värde på kraftvärmepotentialen (elbalans, netto). De beräkningsutfall som korresponderar till de minst gynnsamma nivåerna på de variabla parametrarna visas längst till vänster på S-kurvan. På motsvarande sätt visas de beräkningsutfall som korresponderar till de mest gynnsamma nivåerna på de variabla parametrarna längst till höger på S-kurvan. Alla andra beräkningsutfall representerar olika punkter däremellan på S-kurvan. Det lodräta strecket, mitt i diagrammen, anger det vägda genom- snittet av alla beräkningsutfall. Bilaga 4 SOU 2005:33 Figur 26 I figurerna visas kraftvärmepotentialen , 2015 samt 2020. På den vågräta axeln visas kraftvärmepotentialen (i TWh) och på den lodräta axeln visas andelen av beräkningsutfallen (mätt i andel av totala antalet beräkningsutfall) Simuleringarna uppskattar den ekonomiska kraftvärmepotentialen i fjärrvärmesystemen till följande: – drygt med intervallet 13,3–15,. – ca med intervallet 14,6–16,. – ca med intervallet 15,6–. Det kan noteras att spridningen av beräkningsutfallen är större jämfört med och 2020. Detta beror främst på antagandet om att en del av befintliga anläggningar kommer att behöva reinvesteringar . Reinvesteringsbehovet är större 2020 än 2010, vilket får effekten att denna alternativreinvestering ökar lön- samheten i kraftvärmeinvesteringen i en större andel av beräk- ningsfallen än . I nedanstående bild illustreras kraftvärmepotentialen i utgångsläget samt för ett scenario där certifikatsystemet slopas . Vid beräkning av intäkter från elproduktionen i detta scenario ingår följaktligen ingen ersättning för elcertifikat. Figur 27 I figurerna visas kraftvärmepotentialen , dels i utgångsläget dels i ett scenario utan elcertifikat. På den vågräta axeln visas kraft- värmepotentialen (i TWh) och på den lodräta axeln visas andelen av beräkningsutfallen (mätt i andel av totala antalet beräkningsutfall). Det förväntade värdet på kraftvärmepotentialen minskar i scenariot utan elcertifikat med jämfört med utgångsläget I ett scenario utan elcertifikat, minskar potentialen från drygt till ca . Jämfört med utgångsläget halveras kapacite- ten på ny biokraftvärme, medan kapaciteten på den nya gaskombi- kraftvärme som byggs ökar (dock från en låg nivå). Nettoef- fekten av detta blir att potentialen minskar med . Spridningen i beräkningsutfallen i scenariot utan elcertifikat är större än i utgångsläget. Detta beror på att avkastningen för fler investeringar hamnar i närheten av avkastningskravet och blir därmed känsligare för förändringar i de variabla parametrarna. Som komplement åskådliggörs även ett scenario utan elcertifikat, men med naturgas tillgängligt i och . Nedan åskådliggörs effekten på fördelningen av ny elproduktionskapacitet mellan biokraftvärme och gaskombi. Det framgår att potentialen inom biobränsle halveras, men att det sker en viss kompensation av att gaskombiinvesteringar genomförs istället. Figur 28 Fördelning av ny elproduktion, brutto (2015) mellan gaskombi och biokraftvärme. De tre staplarna åskådliggör tre olika scenarier: med certifikat, utan certifikat samt ett scenario utan certifikat men med gas tillgängligt i och Ny elproduktion, brutto (2015) Utan cert, med gas Det bör noteras att om elcertifikatsystemet slopas efter 2010 så blir kraftvärmepotentialen väsentligt mer känslig för förändringar i de andra grundförutsättningarna, såsom koncessionsplikt mellan när- liggande system, CO2-skatt och tilldelning av utsläppsrätter. Detta berörs närmare i avsnitt 4.2.2.7. Koncessionsplikt mellan integrerbara system Baserat på tekniska och praktiska förhållanden har närliggande system antagits vara sammankopplingsbara med varandra. När två system integreras i modellen så utnyttjas den samlade produk- tionskapaciteten i de integrerade systemen för det samlade värme- underlaget i systemen10. De system som antas vara sammankopp- lingsbara anges i tabellen nedan. 10 Utnyttjandetiden antas vara oförändrad vid integration av närliggande system. I verkligheten kan det ske en liten ökning, då mer ledningar ger större distributionsförluster med hög utnyttjandetid. Figur 29 Kommuner som inte är integrerade men som antas ha möjlighet att integreras . Som nämnts tidigare, behandlas de tre näten i som ett nät redan från början Kommuner som antas ha möjlighet att integreras Nedan visas kraftvärmepotentialen i utgångsläget samt i ett scenario där nya integrationsledningar finns på plats. Figur 30 I figurerna visas kraftvärmepotentialen , dels i utgångsläget dels i ett scenario där nya integrationsledningar införs. På den vågräta axeln visas kraftvärmepotentialen (i TWh) och på den lodräta axeln visas andelen av beräkningsutfallen (mätt i andel av totala antalet beräkningsutfall). Det förväntade värdet på kraftvärmepotentialen på- verkas inte väsentligt i ett scenario med nya integrationsledningar Resultatet av simuleringarna visar att potentialen inte påverkas markant i ett fall där antalet integrationsledningar ökas. Den främsta anledningen är att i de orter där integrationsmöjligheter finns, så finns ett utrymme för kraftvärmeinvestering oavsett om en integration sker med ett närliggande nät eller ej. Det finns dock ett antal mindre system som på egen hand inte har ett effektbehov som är tillräckligt för att genomföra en kraftvärmeinvestering men som med integrationsledningar kan nå upp över minimistorleken på en kraftvärmeinvestering. Dessas tillskott på kraftvärmepoten- tialen är dock marginell. Integrationsledningar medför inte någon märkbar effekt på för- delningen av kraftvärmepotentialen mellan biokraftvärme och gas- kombi, under förutsättning att elcertifikatsystemet består bortom . Emellertid, om elcertifikatsystemet slopas efter 2010 så blir kraftvärmepotentialen väsentligt mer känslig för införande av koncessionsplikt mellan integrerbara system. Kraftvärmepoten- tialen ökar om koncessionsplikt införs, givet att elcertifikat- systemet slopas 2010. Detta berörs närmare i avsnitt 4.2.2.7. Naturgasledning till och 2015 I ett scenario där naturgas finns tillgängligt i och Gävle- området, antas följande kommuner få tillgång till naturgas: Figur 31 Kommuner som antas få tillgång till naturgas om och får tillgång till naturgas Kommuner med tillgång till naturgas om och får tillgång till naturgas Nedan visas kraftvärmepotentialen utgångsläget samt i ett scenario där naturgas finns tillgängligt i och . Figur 32 I figurerna visas kraftvärmepotentialen , dels i utgångsläget dels i ett scenario där naturgas finns tillgängligt i och . På den vågräta axeln visas kraftvärmepotentialen (i TWh) och på den lodräta axeln visas andelen av beräkningsutfallen (mätt i andel av totala antalet beräkningsutfall). Det förväntade värdet på kraftvärmepotentialen påverkas inte väsentligt av att naturgas finns tillgängligt i och Resultatet av simuleringarna visar att kraftvärmepotentialen inte påverkas markant i ett fall där naturgas finns tillgängligt i Mälar- dalen och . Däremot sker en viss förskjutning av potentialen, från biokraftvärme till gaskombi. Gaskombipotentialen fördubblas vilket sker på bekostnad av biokraftvärmepotentialen. Anledningen till att ett utbyggt naturgasnät endast får ett begränsat genomslag på potentialen är att biokraftvärmeinvesteringarna i de flesta fall är mer lönsamma i modellen. Notera dock att ett utbyggt naturgasnät skulle kunna medföra ett prisfall på biobränsle i vissa regioner, samt påverkan på andra priser och variabler. Effekten av detta har inte beaktats i modellen. Slopad CO2-skatt på kraftvärmeproduktion Med nuvarande beskattningssystem belastas kraftvärmeproduktion av koldioxidskatten på värmedelen (som härleds via pro- portionering). Elproduktionen belastas ej med CO2-skatt. Nedan åskådliggörs effekten av att kraftvärmeproduktion blir helt befriat från CO2-skatt. En sådan skattesänkning gynnar ny gaskombi, men även också befintlig kraftvärmeproduktion med kol, olja och gas. Lönsamheten i att genomföra en biokraftvärmein- vestering minskar således. Figur 33 I figurerna visas kraftvärmepotentialen , dels i utgångsläget dels i ett scenario där kraftvärmeproduktion blir helt befriad från CO2- skatt. På den vågräta axeln visas kraftvärmepotentialen (i TWh) och på den lodräta axeln visas andelen av beräkningsutfallen (mätt i andel av totala antalet beräkningsutfall). Det förväntade värdet på kraftvärme- potentialen påverkas inte väsentligt i ett scenario där kraft- värmeproduktion blir helt befriad från CO2-skatt