sou · GTB333d2 · 2006-01-01 00:00:00 — Även om en speciell nät- operatör skaffar sig och utvecklar denna kompetens måste han sannolikt ha kraftfulla verktyg och ha möjlighet att via restriktioner av olika slag styra över driften. Med en utveckling där såväl en nätoperatör som den som driver olika värmeproduktionsanläggningar måste upprätthålla system- teknisk kompetens och kompetens vad innebär samkörningen av olika typer av anläggningar kan kostnaderna bli höga och dessa drabbar i slutändan värmekunderna. Rent teknisk finns det dock inte några hinder för att separera nät och produktion, men vissa extrakostnader bedöms uppstå genom att kompetens generellt och speciellt systemkompetens måste dubbleras och upprätthållas av flera aktörer. De drifttekniska nackdelar som en åtskillnad av nät och produk- tion medför måste vägas mot eventuella ekonomiska och konkur- rensmässiga fördelar som kan uppstå. Dessa konsekvenser har inte utretts inom ramen för den här studien. 6Kraftvärmeverk – en driftsteknisk komplikation? Det finns kraftvärmeanläggningar på ett 30-tal orter i . I kraftvärmeanläggningarna producerades totalt el . Året var ett torrår med höga elpriser, vilket gjorde att kraftvärme- produktionen var högre än under ett ur klimathänseende normalt år. producerades el i kraftvärmeverk där värmen avsätts i fjärrvärmenäten. Elproduktionen i anläggningarna varierar från några enstaka gigawattimmar i de mindre till över 1 000 GWh i de större. I ett kraftvärmeverk produceras både el och värme. Kraftvärme är emellertid inte ett helt entydigt begrepp. Kraftvärmeanlägg- ningarna kan bygga på olika tekniska lösningar, vara olika stora samt driftstekniskt ha olika funktion i fjärrvärmesystemet i relation till övriga anläggningar. Vid elproduktion i värmekraftverk medför tekniken att all den energi som tillförs ångturbinerna inte kan omvandlas till el utan att restvärme uppstår. I rena kondenskraftverk produceras bara el och den överskottsvärme som uppstår kyls bort. Elproduktionen opti- meras på bekostnad av att värmen inte alls tas tillvara. Elverknings- graden i ett konventionellt kondenskraftverk uppgår normalt, med fasta bränslen, till mellan 35–. I moderna anläggningar för naturgas, så kallade kombikraftverk, kan elverkningsgrader på uppnås vid enbart elproduktion. I ett kraftvärmeverk, där såväl värme som el tas tillvara, är total verkningsgrad, räknat som mängden nyttiggjord energi i för- hållande till tillfört bränsle, mycket högre och ligger mellan beroende på tekniklösning. Det höga energiutnyttjandet i förhållande till tillfört bränsle och en samtidig produktion av både el och värme gör att kraftvärme ses som en mycket attraktiv och strategisk produktionsanläggning. För att elproduktion skall vara möjlig krävs dock ett värmeunderlag vilket gör att kraftvärmen i vissa fall tillåts expandera på andra produktionsanläggningars be- kostnad, exempelvis spillvärme. En kombination av den skattesituation som gällt för kraftvärme- produktion och priset på el har medfört att det har krävts statliga bidrag för att etablera kraftvärme under de senaste 10–15 åren. En utbyggnad av biobränsleeldad kraftvärme har varit en del i omställ- ningen av energisystemet vilket medfört att utbyggnad av kraft- värme varit en viktig strategisk fråga, såväl politiskt som för ener- gibolagen. De två vanligaste koncepten för kraftvärmeproduktion kan kort beskrivas enligt följande. Den kraftvärmeproduktion som sker i baserar sig med några få undantag på en ångcykel. Ett stort antal bränslen kan användas. Vatten förångas i en panna, ångan driver en turbin som i sin tur driver en generator. Värmeenergin i ångan omvandlas till rörelseenergi i ångturbinen. All den energi som finns i ångan kan dock inte utnyttjas i turbinen utan tas tillvara genom att ångan kondenserar till vatten efter turbinen och värmen tas tillvara i fjärr- värmenätet. Den teknik som många bedömer kan komma att vara kon- kurrenskraftig är så kallade gaskombianläggningar. I dessa anläggningar sker elproduktion med både ång- och gastur- biner. Vanligast är att naturgas används som bränsle, men även flytande bränslen kan användas, för att driva en gasturbin som om- vandlar energin till mekanisk energi som driver en generator. På samma sätt som i ångturbinen kan inte all energi omvandlas till mekanisk energi i gasturbinen. Kvarvarande energi i avgaserna från gasturbinen tas tillvara i en så kallad avgaspanna som producerar ånga för ångturbinen som på samma sätt som i en ren ångcykel om- vandlar energin i ångan till mekanisk energi. Överskottsenergin efter ångturbinen tas genom kondensering tillvara och tillförs fjärr- värmenätet. Den största fördelen med en gaskombianläggning är att pro- cessen omvandlar mer av den tillförda energin till elenergi än vad som är möjligt i en konventionell anläggning med enbart ångturbin. Resultatet blir att den värmesänka som fjärrvärmenätet utgör kan förses med lika mycket värme som mera el produceras i den kombinerade processen. Förutom grundutförandet finns fler anläggningsrelaterade funk- tioner som skiljer olika kraftvärmeverk åt: Om anläggningen är försedd med: avtappningsturbin med möjlighet till avtappning av ånga för värmeproduktion, möjligheter till kondensdrift, dvs. möjligheter till direktkondensering, dvs. enbart värmepro- duktion, rökgaskondensering, dvs. extra värmeåtervinning ur rökgaserna, lämpar sig bäst för bränslen med hög fukthalt som till exempel flis och naturgas, samt bränsleflexibiliteten i anläggningen: endast ett bränsle, valmöjlighet mellan beskattade och obeskattade bränslen, avtalsbegränsningar, exempelvis naturgas och avfall. Beskrivningen ovan visar att skillnaden i driftförutsättningar kan vara stor mellan olika kraftvärmeproducerande anläggningar. Till detta kommer att driften av kraftvärmeanläggningarna också på- verkas av hur övriga anläggningar i nätet ser ut och samverkar med kraftvärmeverket. I Figur 9 illustreras hur anläggningar samkörs i största sammanhängande nät, i . Dygnsmedeleffekter i , 2002, MW. Små spetslast- anläggningar ingår ej Figurens syfte är att illustrera hur olika anläggningar samkörs med hänsyn till värmebehovets variation. I nät finns en mindre konventionell kraftvärme- anläggning (mottryck), som levererar värme till ett nät till- sammans med en mängd andra värmeproduktionsanläggningar. Nätet tillförs spillvärme från stora industrier (Preem och ) samt från en stor avfallsförbränningsanläggning (). kan också komma att ha en större gaskombianläggning i drift som skall leverera värme till fjärrvärmenätet. Inom såväl de industrier som avfallsförbränningsanläggningen som levererar värme sker också produktion av el. De negativa värdena redovisar att viss värmeenergi som tillförs nätet kyls bort på grund av överskott på värme under vissa perioder. Inte minst situationen i med ett stort antal anlägg- ningar med olika ägare, värmeleveranser till fjärrvärmenätet samt elproduktion i flera anläggningar visar att kraftvärme i sig inte innebär någon driftsteknisk komplikation. Däremot bedöms risken för suboptimeringar av driften öka högst avsevärt om fler helt fri- stående aktörer enskilt skall producera och sälja sin värme till slut- kunder anslutna till fjärrvärmenätet. Produktionen i ett kraftvärmeverk styrs av rådande elpris och tillgängligt värmeunderlag. Vid minskat värmeunderlag måste de flesta kraftvärmeverk dra ned på sin elproduktion, oavsett elpris. Det finns endast ett mindre antal kraftvärmeverk i som kan gå i kondensdrift, det vill säga kan producera el utan att behöva få avsättning för den producerade värmen. kan ett fjärrvärmeföretag med flera produktionsanlägg- ningar optimera driften så att kraftvärmeverket får företräde till värmeunderlaget om elpriset är högt. Vid ett tredjepartstillträde råder det konkurrens om värmeunderlaget. Det kan innebära att kraftvärmeverket inte kan gå i full drift, eller måste stänga ned, trots att efterfrågan på el är hög. Samhällsekonomiskt kan det bli en suboptimering om ett lokalt fjärrvärmesystem optimeras på be- kostnad av elmarknaden. Det kan även leda till negativa miljökon- sekvenser om alternativ elproduktion ger högre miljöbelastning. 6.1Förutsättningar för utbyggnad av kraftvärme Utbyggnad av kraftvärme är förenad med stora kapitalkostnader som staten ofta varit med och finansierat genom bidrag. En viktig förutsättning för att energibolagen skall investera i kraftvär- meanläggningar är att det finns avsättning för värmen som investeringen återbetalas. Byggs andra anläggningar som till- godoser behovet av värme i fjärrvärmenäten, kan inte kraftvärme- anläggningarna över huvud taget vara i drift rent tekniskt. Enligt branschföreträdare är möjligheten till kraftvärmeproduktion den största drivkraften för utbyggnad av fjärrvärme. Att anläggningar med höga kapitalkostnader inte används för sitt ändamål innebär att nedlagt kapital inte förräntas som avsett. I slutändan drabbas värmekunderna av en sådan utveckling. Kan inte stabila förutsättningar påvisas för kapitalintensiva investeringar , föreligger en stor risk för att invester- ingarna sker i mindre anläggningar med såväl sämre energi- som miljöprestanda. Ett tredjepartstillträde skapar utrymme för att andra aktörer kan komma in och finansiera byggande av nya an- läggningar, huruvida dessa aktörer är beredda att ta större risker än de kommunala bolagen har inte utretts inom ramen för den här ut- redningen. 7 Marknadspotential för flera aktörer Är potentialen för spillvärme eller andra aktörer tillräckligt stor för att motivera en öppning av näten? Exempel på andra aktörer är av- fallsbolag med egen förbränningsanläggning eller konsumenter som genom energieffektivisering eller egna pannor återlevererar värme till fjärrvärmenäten. Någon ny kartläggning eller uppskattning av potentialerna för spill- respektive avfallsvärme har inte gjorts inom ramarna för denna utredning utan uppskattningarna nedan är base- rade på befintliga underlag. Tekniskt finns det en potential för ökat spillvärmeutnyttjande och ökad avfallsförbränning. Fjärrvärmesystemen är ofta upp- byggda genom sammankopplig av fristående panncentraler i ett bostadsområde. I viss utsträckning finns dessa pannor kvar och fungerar som reservanläggningar. ägs pannorna av fastig- hetsbolaget. När det gäller den tillkommande potentialens storlek rör vi oss i häraden 3–spillvärme om hänsyn skall tas till osäkerhet i uppskattningen nedan. En försiktig uppskattning av potentialen för ökad avfallsförbränning hamnar i storleksordning 2–3 TWh2. Tillsammans motsvarar den tekniska potentialen för tillkommande värmeproduktion med spill- eller avfallsvärme av dagens fjärrvärmeleveranser. Hur stor andelen pannor som ägs av fjärrvärmekunder är av de totala fjärrvärmeleveranserna finns ingen känd statistik över men med tanke på osäkerheten i de övriga potentialbedömningarna, på- verkas sannolikt inte den bilden nämnvärt. Enligt Svensk Fjärrvärmes prognoser kommer fjärrvärmen att fortsätta att expandera på värmemarknaderna. Fjärrvärmeleve- ranserna kan enligt prognosen uppgå till , 2010, vilket innebär en ökning med från dagens nivåer. På nationell nivå finns därmed en teknisk potential för fler aktö- rer och utökade leveranser. är emellertid inte bara en teknisk fråga. Hur det potentiella behovet av värme i fjärrvärme- systemen skall produceras styrs av en rad faktorer. Några bedömer att biobränsleanvändningen har förutsättningar att öka och kraft- värme baserad på naturgas planeras av flera aktörer. Nedan ges en mer ingående beskrivning av spillvärmens respek- tive avfallsvärmens energiproduktion och potentialer. 2 Översiktlig bedömning baserad på prognos om utbyggnad av avfallsförbränning. Generellt finns det en stor potential för utbyggnad av industriell spillvärme. I mätningar och analyser är det dock svårt att kvanti- fiera industriell spillvärme då definitionen inte är entydig. En defi- nition är: Överskottsenergi som ej kan nyttiggöras internt och där alternativet är att värmen släpps ut till omgivningen. Värmen kan vara bunden i vätskor eller gaser. Spillvärme är således värmeenergi som processägaren inte har av- sättning för. Oavsett hur man räknar så finns det en stor framtida potential för utbyggnad av spillvärmen. I nedanstående siffror avses det som Svensk Fjärrvärme refererar till som industriell spillvärme. Enligt en utredning som ÅF genomfört3 är det teoretiskt möjligt att utnyttja totalt industriell spillvärme. Det kan jämföras med dagens spillvärmeutnyttjande på . Uppgifterna om hur stort dagens spillvärmeutnyttjande egentligen är varierar mellan olika källor, beroende på hur spillvärme definieras. Potential- bedömningen är också osäker eftersom det finns många faktorer som begränsar möjligheterna att utnyttja spillvärme. Exempelvis konkurrens från andra anläggningar, energibolagets önskan om kontroll av hela produktionsapparaten och industrins fokusering på kärnverksamheten, vilket minskar incitamenten att ge sig in i ett spillvärmesamarbete. En annan begränsning för att använda spill- värme är att värmesänkan i form av ett fjärrvärmesystem är liten i förhållande till överskottet och avståndet till annan värmesänka är långt. I båda fallen kan investeringen bli alltför hög i förhållande till möjliga intäkter. Enligt samma rapport är en av de viktigaste faktorerna för att få till stånd en utbyggnad av spillvärmen att det etableras ett bra sam- arbete mellan de producerande företagen och energiföretagen. De spillvärmeprojekt som lyckats bra har karaktäriserats av detta, samt att det finns eldsjälar som driver projektet. En försiktig men optimistisk bedömning av tillkommande spill- värmepotential kan vara 3–om dagens industristruktur be- står. 3 Sv Fjärrvärme, Industriell spillvärme, processer och potentialer, . är det förbjudet att deponera utsor- terat brännbart avfall. När förbudet trädde i kraft fanns det inte tillräcklig kapacitet för att förbränna avfall. För allt avfall som de- poneras betalas en deponiavgift på per ton, vilket gör att brännbart avfall är mycket konkurrenskraftigt gentemot andra bränslen. Anläggningsägarna får betalt för att ta hand om avfallet - bränslet. , 2002 brändes avfall, varav hushållsavfall. Enligt en prognos4 kan antalet för- bränningsanläggningar öka från dagens 24 till 48 . Det skulle, enligt rapporten, innebära en kapacitets- ökning från 2,7 till , dvs. Av den prognostiserade ökningen är dock bara beslu- tade anläggningar, vilket motsvarar en ökning från dagens . I diagrammet nedan visas hur avfallsförbränningens andel av den totala fjärrvärmeproduktionen har ökat . uppgår den till . Avfallets andel av den totala bränslekonsumtionen i fjärr- värmesektorn, 1980–2001. Källa: Energiläget Energimyndigheten. 4 , Uppföljning av deponeringsförbud, rapport 5298, 2003. I de svenska fjärrvärmenäten finns det en fortsatt efterfrågan på avfallsvärme, framför allt eftersom den är ett ekonomiskt bättre alternativ än befintlig värmeproduktion i och med deponiskatten. Avfallspannor lämpar sig bäst som baslastpannor och till viss del som mellanlastpannor, varför de är lämpligast att ansluta till stora fjärrvärmenät (större än 60 GWh/år). Energiutvinningen från avfallsbränsle i fjärrvärmesystemen upp- går till mellan 5 och 6 TWh5. Med den ökning av förbrännings- kapaciteten, som är beslutad, skulle energiutvinningen kunna öka med 2–. Potentiell värmeenergi som skulle kunna tillföras fjärvärme- systemen är bland annat återvunnen energi hos anslutna kunder och eventuell överskottsvärme från småskalig kraftvärme. Hur stora dessa potentialer är har inte närmare kartlagts inom ramen för den här utredningen. Nedan belyses den typen av potentialer ur ett principiellt perspektiv. Det finns ett antal större fjärrvärmekunder som har avtal med fjärrvärmebolaget som möjliggör att de levererar överskotts- värme till fjärrvärmenätet. Ofta tillåts att energin levereras i fjärr- värmens returledning men det finns även de som levererar till framledningen. Det bedöms som mindre sannolikt att denna typ av överskottsvärme håller sådan kvalitet, temperatur och mängd, att den kan säljas till en tredje part via ett fjärrvärmesystem med tredjepartstillträde. Däremot är vår uppfattning att det är positivt om det via någon form av reglering är möjligt att underlätta för kunder att leverera eventuellt överskott av värmeenergi till nätet via en uppgörelse med energibolaget. Samma möjlighet bör skapas för de aktörer som eventuellt bygger enskild småskalig kraftvärme. Framför allt för- knippas småskalig kraftvärme med naturgas som beroende på el- och bränsleprisutveckling samt framtida energiskatter kan bli ett intressant alternativ, med möjlighet till ökad elproduktion som på- drivande kraft. Införs ett obegränsat tredjepartstillträde kan sanno- likt större sådana anläggningar kompletteras med spetslastanlägg- ningar och bli en leverantör av prima värme via ett fjärrvärmenät. 5 Uppgiften varierar mellan olika källor. Utgår man från dagens energiskatter är energibolagen hårdare be- skattade än nya tänkbara konkurrerande aktörer, exempelvis indu- strier som levererar värme eller avfallsbolag med egen energi- produktion. Därför bör dagens energiskatter underlätta ett tredje- partstillträde. Såväl energiproduktion i industrin som hos energibolagen har stöttats med styrmedel i form av bidrag till bland annat ökad elpro- duktion med förnybara bränslen. Hur detta har påverkar konkur- rensförhållandet har inte undersökts inom ramarna för denna ut- redning. ändras energibeskattningen så att kraft- värmens konkurrenskraft stärks och likställs med industrins ener- gibeskattning. På marginalen försämrar det industrins och avfalls- bolagens konkurrensfördel, men bör inte ha någon avgörande be- tydelse för förutsättningarna för tredjepartstillträde. Det har inte inom ramen för den här utredningen ingått att ana- lysera hur en total omläggning av energiskattesystemet till ett system med lägre produktionsskatter och högre konsumtions- skatter underlättar för ett införande av tredjepartstillträde. Skatte- komponenten i produktionsledet är en betydande kostnad och för- ändringar av den kan förändra körordningen mellan olika anlägg- ningar på ett drastiskt sätt. Skulle denna osäkra kostnadskom- ponent försvinna i produktionsledet skulle planeringsförutsätt- ningarna för driftoptimeringen förenklas. Även vid investerings- beslut innebär en sådan förenkling att planeringsförutsättningarna blir säkrare vilket får till följd att osäkerheten för en ny aktör minskar. Indirekt kan slutsatsen dras att höga produktionsskatter och osäkerhet om hur de kan komma att förändras kan vara ett hinder för införande av tredjepartstillträde. Den värme som levereras i fjärrvärmenäten har olika ursprung och produceras med olika typer av bränslen eller energikällor. Beroende på ursprung och bränsle ser också beskattningen olika ut. Värme- produktion beskattas olika om pannan står hos ett energibolag eller en industri samt om värmen produceras med el i ett kraftvärmeverk eller i ett värmeverk som bara producerar värme. Fossila bränslen är belagda med energi-, koldioxid- samt svavel- skatt, medan biobränslen är befriade från skatt, se Tabell 4 nästa sida. såg skatterelationerna i olika anläggningar för värme- produktion ut enligt Tabell 2. Andel av energi- och koldioxidskatt på bränslen som be- talas i respektive anläggning kommer skatten att förändras så att kraftvärmeproduktion i fjärrvärmesystem likställas med industrin i skattehänseende. kommer skatterelationerna i de olika anläggningar att se ut enligt Tabell 3. Kostnaden för värmeproduktion med be- skattade bränslen i ett kraftvärmeverk kommer därmed att sänkas kraftigt. Andel av energi- och koldioxidskatt på bränslen som be- talas i respektive anläggning Källa: /04:1, Riksdagsbeslut 031119. I Tabell 4 jämförs de gällande skattesatserna för koldioxid-, energi- och svavelskatt för olika bränslen. Den generella nivå på koldiox- idskatten är per kilo koldioxid men kommer att höjas till per kilo koldioxid . Energi-, koldioxid- och svavelskatt 2003, exklusive moms Eldningsolja 5, kr/m3 Kol, kr/ton Naturgas, kr/ Trädbränslen, kr/ton , kr/ton Hushållsavfall, kr/ton Övriga utsorterade avfallsfraktioner, kr/ton Källa: RSV, 2003. Spillvärme är inte belagd med någon skatt. Avfall är belagd med en deponiavgift på per ton, vilket gör att de som för- bränner avfall kan ta betalt för att ta emot bränslet. Antas hushålls- avfall motsvarar det per MWh bränsle. I diagrammet nedan redovisas en bedömning av bränsle- kostnaden, vilket lite förenklat kan anses utgöra den rörliga kost- naden, för värmeproduktion i ett kraftvärmeverk samt i en het- vattenpanna i ett värmeverk. Bränslekostnaden i ett kraftvärmeverk är lägre eftersom bränslet belastas med halva energiskatten. Bränslepriserna kan variera men nedan anges typnivåer. Spill- värme, kan beroende på hur investeringen fördelats och vilka av- talskonstruktiner detta lett till, variera per MWh, eller mer. Här antas per MWh. Rörliga kostnader för värmeproduktion i kraftvärmeverk respektive värmeverk 2003 Källa: ÅF-Energi & Miljö. Som jämförelse till dagens skatterelationer på värmeproduktion redovisas även utfallet för skattesituationen 2004, med en för- ändrad kraftvärmebeskattning. Rörliga kostnader för värmeproduktion i kraftvärmeverk, industri och värmeverk 2004 Källa: ÅF-Energi & Miljö. Skattesituationen och kostnadsbilden ser således mycket olika ut för de aktörer som är tänkta att konkurrera i ett fjärrvärmesystem. har värmeproduktion i hetvattenpannor varit högst be- skattade men även värmeproduktion i kraftvärmeverk har haft en högre skatt än motsvarande inom industrin. I jämförelserna ovan har inte hänsyn tagits till hittillsvarande möjlighet att hänföra obe- skattade bränslen till värmeproduktion i kraftvärmeverken och be- skattade bränslen till elproduktion. tas den möjligheten bort och all bränsleanvändning proportioneras, i be- skattningshänseende, med hänsyn till hur mycket som gått till el- respektive värmeproduktion. 9Konkurrensutsättning av driften, ett alternativ till tredjepartstillträde? Kan konkurrensutsättning av driften i fjärrvärmeanläggningen och näten vara ett alternativ till tredjepartstillträde? utgår ifrån att driften av enskilda anläggningar inte sker effek- tivt utan att en out-sourcing skulle sänka kostnaderna. Inledningsvis beskrivs att ett fjärrvärmesystem består av olika typer av produktionsanläggningar, alla med sin givna roll och plats i systemet och ett distributionsnät, där ledningsdimensionerna i varje del är anpassade till var produktionsanläggningarna ligger och hur värmelasten i nätet är fördelad. sker en driftoptimering av hela systemet och inte av enskilda anläggningar, för en minimering av de totala produktionskostnaderna. Vid en out-sourcing av driften av en anläggningen till en utomstående entreprenör blir affären en annan. Utformning av av- tal påverkar naturligtvis hur hela systemkostnaden och därmed fjärrvärmepriset påverkas. Vid en konkurrensutsättning av driften av anläggningen är det i första hand personalkostnader, vissa admi- nistrativa kostnader samt eventuellt även rutinerna för underhåll av anläggningen som påverkas. Bränslekostnaden som är den enskilt största rörliga kostnaden för värmeproduktion påverkas inte. Tekniskt finns det då inget som talar för att kostnaderna i systemet skulle sänkas, annat än marginellt, vid en konkurrens- utsättning av driften av enskilda produktionsanläggningar. Den totala rörliga kostnaden i den enskilda anläggningen påverkas i än mindre grad eftersom andra rörliga kostnader dominerar. Fortum Värme (dåvarande ) och har internt provat en organisation som bygger på en uppdelning mellan ägande och drift av anläggningar. Båda företagen har valt att delvis gå till- baka till en organisationsform där ägande och drift hänger ihop i ett bolag. Att ha två organisationer som arbetade mot olika mål, ansågs inte fungera.