sou · GWB313 · 2009-01-01 00:00:00 — Kostnadsskill- naden för elnätsbolagen består dels av kostnaden för kommunikation (istället för en gång och ibland sker kommuni- kationen i annat system, t.ex. GSM, istället för det ordinarie insam- lingssystemet) dels av administration av mätserier. Administrationen för elnätsbolagen av timserier är enligt bolagen själva betyd- ligt kostsammare än administrationen av månadsvärden månatligen. Värdet av timmätning för små producenter har även lyfts fram i utredningen. Värdet skulle ligga i att eftersom producenten kan få betalt efter det rätta värdet och inte bara som ett vägt medelpris. 25TP PT Tabellen visar ej de totala kostnaderna för mätningen men visar att det skiljer sig mellan timvis och hantering (tabellen visar den del av kostnaderna som nätavräkning inom EON exponeras för i sin interna redovisning). Genom utredningens förslag har emellertid en producent möjlighet att välja timmätning om värdet av en sådan överstiger kostnaden. Timvis mätning viktigt för att minimera avräkningsfel Som beskrivits ovan används ett schablonsystem för icke tim- mätta elanvändare. Om man dessutom tillåter ett antal mindre pro- ducenter att inte använda timvis mätning kommer det att resultera i större fel i avräkningen. De kostnader som större avräkningsfel inne- bär bör emellertid ställas i relation till de besparingar som i stället för timvis mätning innebär. Om man investerar i solceller så bör deras produktion vara relativt enkel att schablonberäkna. Solcellers produktionsfördelning över året är mycket väl kartlagd. Vill man vara noggrannare kan man även beakta solinstrålningen. Det är dock tveksamt om detta är motiverat ur kostnadssynpunkt. På dagens elmarknad är det tveksamt om man inom kom- mer få så stora mängder el från solceller att det på ett signifikant sätt påverkar nätområdenas balanser. När det gäller småskalig vind- kraft (detta gäller även solceller) är en trolig framtida marknad el- användare som huvudsakligen använder produktionen för egen kon- sumtion. Det finns inget krav på att denna konsumtion ska mätas timvis. Det är svårt att se att kostnaderna för de extra avräkningsfel orsakade av vindkraftens variationer på ett avgörande sätt skulle på- verka nätbolagets kostnader för att hantera detta. För vattenkraftverk kan det i större utsträckning finnas separata inmatningar till nätet, dvs. produktion som inte direkt används för egen konsumtion. Det är fortfarande relativt små energimängder som matas in. Som exempel kan en enskild anläggning om lågspänning som årspro- duktion mata in energi motsvarande konsumtionen i ett par elupp- värmda småhus. Det är svårt att se att detta på ett avgörande sätt skulle påverka nätägarens kostnader. En mycket central faktor är också att som företräder nätägarna ser positivt på ett undantag från krav på timvis mätning. Det kan enligt uppgift även finnas specialfall med mycket små schablonberäkningsområden där förbrukningsprofilen skulle bli oanvändbar om inte produktionen är timmätt. Utredningen menar att det för samtliga områden där det finns såväl produktion som konsumtion som inte är timmätt måste båda gruppernas timvärden uppskattas utifrån tillgänglig information. De energimängder som det kan bli fråga om för små elproducenter ger betydligt mindre fel än de som accepteras för områden med enbart icke timmätta elanvändare. 4.7Förslag om beaktande av nätförluster på regionnät vid tariffsättning Utredningens förslag: På regionnät ska en elproduktionsanlägg- nings påverkan på nätförlusterna beräknas som dess marginella påverkan på förlusterna, dvs. enligt samma metod som tilläm- pas av på stamnätsnivå. Detta föreslås regleras genom elförordningen (1994:1250) och att nya föreskrifter med- delas avseende metoden för genomförandet. Lämna förslag till generella, icke diskriminerande riktlinjer enligt vilka ersättning kan bestämmas vid inmatning av el, från mindre elproduk- tionsanläggningar. Utredningsdirektivet anger att generella riktlinjer ska utarbetas, en- ligt vilka ersättning kan bestämmas vid inmatning av el från mindre elproduktionsanläggningar. Eftersom lagstiftningen är generell och utredningen föreslår ett borttagande av de särskilda reglerna om nättariffer för mindre elproduktionsanläggningar, har utredningen valt att föreslå riktlinjer för alla elproduktionsanläggningar, oavsett storlek, men dock enbart för regionnät där detta förslag direkt speglar förslaget om kanaltariffer för regionnät. Utredningens förslag innebär att energidelen av nätnyttoersättningen för elproduktionsanläggningar anslutna till regionnät, beräknas som den marginella påverkan på elnätets förluster dvs. enligt samma metod som tillämpas av . Om resultatet av beräkningarna blir en förlustminskning ska elproduktionsanlägg- ningen tillgodogöras denna genom en nätnyttoersättning. I de fall beräkningarna leder till en förlustökning, tillkommer denna som en del i nättariffen. Förslaget innebär i detta avseende ingen förändring jämfört med dagens regelverk i ellagen 3 kap 15 §. Nättariffer för område och linje för inmatning av elproduktion behandlas för övrigt i kapitel 4.5. Syftet med förslaget är att få till stånd en likartad och rättvis be- räkning av förlusterna på regionnät samt att elproducenter anslutna till region- respektive stamnät behandlas på ett likartat sätt. Genom att fastställa en metod för hur beräkningarna ska genomföras ökar också transparensen. har inom ramen för utredningen beräknat marginalförlustkoefficienter för alla regionnätspunkter. Utredningen föreslår att får i uppdrag av regionnätsägarna att genomföra beräkningarna för alla regionnätsföretag fortsättningsvis. Syftet är att få en likartad behandling samt en enhetlig metod. För- utsättningen är att alla nätägare skickar in all behövlig information till , som genomför beräkningarna. För att uppnå en stabil och förutsägbar nivå på nätnyttoersättningen (alter- nativt nättariffen), föreslås att nätägarna använder sig av ett rullande treårsgenomsnitt av resultaten. Eftersom regionnäten är starkt kopp- lade till stamnätet med i många fall parallelldrift mellan region- och stamnät, är det nödvändigt att beakta stamnätsdata och samtliga regionnät samordnat för att kunna beräkna den marginella påverkan på förlusterna i varje punkt. Det är bara som formellt har tillgång till dessa data och därmed kan göra dessa be- räkningar. Vad de kan ansvara för är framtagandet av koefficienterna för de marginella förlusterna i varje punkt. Det är dock regionnäts- företagen som är ansvariga för sina tariffer som bygger på dessa koefficienter. Det är även regionnätsföretagen som är ansvariga för sina egna nätdata. Regeringen eller, efter regeringens bemyndigande, Energimark- nadsinspektionen meddelar närmare föreskrifter om beräkningen av ersättning. Beräkningsmetoden föreslås regleras genom en ny före- skrift. 4.7.3Dagens regelverk och praxis I 3 kap 15 § 1–3:e stycket ellagen (1997:857) står det: Innehavare av en produktionsanläggning har rätt till ersättning av den nätkonces- sionshavare till vars ledningsnät anläggningen är ansluten. Ersätt- ningen skall motsvara 1.värdet av den minskning av energiförluster som inmatning av el från anläggningen medför i nätkoncessionshavarens ledningsnät, och 2.värdet av den reduktion av nätkoncessionshavarens avgifter för att ha sitt ledningsnät anslutet till annan nätkoncessionshavares ledningsnät som blir möjlig genom att anläggningen är ansluten till ledningsnätet. I praktiken innebär det att för en elproduktionsanläggning som är ansluten till regionnätet (dvs. ett nät som är anslutet till stamnätet), får denna elproduktionsanläggning ersättning för förlustminskning- en i regionnätet (första punkten) samt minskade förluster på stam- nätet (andra punkten). Detta eftersom Svenska Kraftnäts tariffer mot regionnäten avspeglar regionnätens energikonsumtions (eller - produktions) marginella påverkan på förluster på stamnätet. För elproduktionsanläggningar anslutna till lokalnät (dvs. nät som inte är anslutna till stamnät utan till regionnät) är dock situationen annorlunda. Detta beror på att regionnätens tariffer mot lokalnäten inte har något krav på sig att vara kostnadsriktiga avseende mar- ginell påverkan på förluster. Antag en 130/transformator där 130 kV-sidan är ansluten till ett regionnät och 20 kV-sidan är ansluten till lokalnätet. Om man ansluter på 130 kV-sidan blir därmed för- lusterna i region- och stamnät korrekt beaktade. Om man däremot ansluter på 20 kV-sidan beror det helt på vilken tariffkonstruktion som regionnätsägaren valt för lokalnäten. Enligt lagen ska dessa vara desamma för samtliga uttagspunkter med samma anslutningsspän- ning, vilket därmed inte ger korrekt styrsignal till elproduktion i lokalnäten. All överföring av el påverkar elnätets förluster. Förlusterna är pro- portionella mot strömmen i kvadrat vilket gör att elproduktion närmare elanvändarna har en relativt stor påverkan på förlusterna. har en energitariff som avspeglar elkon- sumtionens respektive elproduktionens påverkan på förlusterna. Detta medför att man får en korrekt tariff avseende olika anläggningars relativa nettonytta för elsystemet, dvs. hur mycket av olika an- läggningars elproduktion som kommer fram till elanvändaren. Utred- ningen ser inga hinder, utan enbart fördelar med att denna struktur används även på regionnätsnivå. Dock kan den leda till ökade kost- nader för hantering av data till beräkningarna. Marginalförlustkoefficienten bestäms enligt följande: marginella förluster = [(förluster utan P) – (förluster med P)]/P. Förluster utan P avser förlusterna i hela elnätet när man inte gör någon föränd- ring i en given anslutningspunkt. Förluster med P avser förlusterna i hela elnätet när man ökar effektinmatningen med effekten P i anslutningspunkten. Inmatning i en anslutningspunkt (dvs. P>0) balanseras genom att skala upp elförbrukningen i resten av . Uttag i en anslutningspunkt (dvs. P<0) balanseras genom att skala upp elproduktionen i resten av . Marginalförlustkoefficien- ten bestäms sedan som genomsnittet när man beräknar de marginella förlusterna med positivt respektive negativt P. När har räknat ut koefficienterna har man räknat på att en förändring i inmatad och uttagen effekt P sker i anslutningspunkterna. Beräk- ningarna har gjorts med P lika med 20 MW på nät, 5 MW på 70–nät respektive 2 MW på 0–nät. Utredningen anser att valda nivåer på parametern är relevanta i sammanhanget. Positiva värden på marginalförlustkoefficienterna innebär debi- tering vid inmatning medan negativa värden innebär kreditering. För beräkning av de marginella förlustkoefficienterna på regionnäten så har gjort en preliminär uppskattning inom ramen för denna utredning. Detta innebär att det finns en preliminär upp- skattning av marginalförlustkoefficienterna. Dessa kan sedan användas på precis samma sätt som använder marginalför- lustkoefficienterna för sina egna nättariffer.TPF26FPT Det kan bli mycket höga förlustkoefficienter i vissa fall vid radiella ledningar. har för sina tariffer satt en gräns på att marginalförlust- koefficienten max kan vara +/- . Utredningen anser att en motsvarande gräns bör gälla för regionnäten. Energidelen i nätnyttoersättningen är med denna metod kost- nadsneutral ur nätägarens synvinkel. Ett kraftverk i regionnätet får ju betalt för sin marginella påverkan på elnätets förluster (inklusive påverkan på stamnätets förluster vid stamnätstariffen). Alternativt får de betala i nättariffen vid positiv förlustkoefficient. 26TP PT För mer information om detta se Prislista för stamnätet, . Utredningen har diskuterat olika möjligheter för hur en metod att beräkna nätnyttoersättning i lokalnäten kan se ut. Slutsatsen har blivit att föreslagna metoder antingen är för detaljerade och administra- tivt betungande eller alltför schabloniserade och leder till felaktiga resultat. Det finns ett uttalat önskemål från såväl nätägare som el- producenter att få klara regler för hur dessa beräkningar ska gå till. Samstämmigheten är dock inte lika stor när man diskuterar detaljerade förslag, inte ens inom varje kollektiv. Det har inom denna utred- nings snäva tidsramar inte funnits möjlighet att ta fram detaljerade förslag för nätnyttoersättning på lokalnät och dessutom göra en konsekvensanalys av dessa för såväl framtida elproducenter som nät- ägare. Däremot kan ett lokalnätsföretag anslutet mot regionnätet använda regionnätets marginella förlustkoefficienter som utgångspunkt vid beräkning av nätnyttoersättning för lokalnätets elproducenter. Inget förslag lämnas avseende skadestånd eller avbrottsersätt- ning till elproducenter. Utvärdera om det nuvarande regelverket för förnybar elproduktion skapar hinder för en storskalig utveckling och utbyggnad av den förny- bara elproduktionen. Bedöms förändringar av regelverket krävas skall utredaren lämna sådana förslag. Om man är elanvändare och blir bortkopplad p.g.a. ej fungerande elnät har man enligt ellagen rätt till avbrottsersättning. Ett syfte med detta regelverk är att ge nätägaren ett incitament att upprätthålla en hög tillförlitlighet i sitt elnät. Utredningen har blivit kontaktad av ägare till elproduktions- anläggningar med önskemål om att se över regelverket avseende skadestånd och avbrottsersättning. Frågan är om det finns skäl för att reglerna för avbrottsersättning som gäller för elanvändare även ska gälla för elproducenter. Med en kostnad för nätägaren vid even- tuellt näthaveri får denna ett incitament att se till att ledningen inte havererar. Detta leder till att nätägarens krav på redundans i nätet ökar vilket ökar kostnaderna för nätinvesteringen. Utredningen frågar sig om det är önskvärt att införa denna ändring. Vid diskussioner inom utredningens expertgrupp har den här frågan ansetts vara liten samt att det är ovanligt med problem efter- som avbrott på ledningar ofta är väl samplanerade mellan nätägaren och elproducenten. Frågan kan istället ses som ett argument för att tillåta att anslutningsledningar tillhör elproduktionsanläggningen eftersom elproducenten då själv har ansvar för sitt eget nät. Detta skulle kunna bli fallet om det förslag som utredningen hänskjuter till om enskild ledning införs efter ytterligare bearbetning. Å andra sidan har åsikten framkommit att man skulle kunna lösa frågan genom att föreskriva att samma regler för ersätt- ning ska gälla för både inmatnings- och uttagspunkter vid avbrott i nättillgängligheten. Men det finns också en möjlighet att teckna av- brottsförsäkringar, där man efter en karenstid kan få full ersättning för förlorade kWh från försäkringsbolaget. Det befintliga regelverket för avbrottsersättning tillkom för att skydda elanvändare, inklusive näringsidkare. Av detta kan man dra slutsatsen att det inte är givet att lagstiftaren är villig att utöka reg- leringen. Inom utredningen är också den allmänna meningen att det är bättre att lösa frågan genom frivilliga avtal eller försäkringar, än att utarbeta tvingande regler. har i sin vindkraftsutredning enligt reglerings- brev 2007 öppnat upp MW ledig kapacitet på radiella led- ningar i norra . Detta är gjort under vissa förutsättningar. Ett nytt regelverk måste skapas för att hantera mothandel på radiella ledningar. Ett visst överabonnemang tillåts på radiella ledningar, upp till den gräns där mothandelskostnaden är lika med intäkterna från nyetableringen. Störningar i nätet eller planerade avbrott, t.ex. under- håll på ledningen, kan innebära begränsningar av överföringskapa- citeten eftersom man i dessa situationer inte tillämpar mothandel utan istället begränsar all ansluten elproduktion på den radiella led- ningen relativt i förhållande till sin anslutna kapacitet. En avbrotts- ersättning för elproducenter skulle leda till avsevärda ekonomiska konsekvenser, t.ex. vid stora näthaverier. Det skulle också vara svårt att utveckla ett regelverk som motverkar marknadsspekulation. Om en avbrottsersättning till producenter skulle bli aktuell skulle där- med förslaget om ett visst överabonnemang leda till ekonomiska risker för vilka motverkar detta förslag, vilket ju har som syfte att öka mängden ansluten förnybar produk- tion utan att bygga ut näten. Sammantaget finner utredningen att frågan bör lösas via avtal eller försäkringar, snarare än via ett utökat regelverk. Inget förslag lämnas avseende effektbegränsning. Utvärdera om det nuvarande regelverket för förnybar elproduktion skapar hinder för en storskalig utveckling och utbyggnad av den förny- bara elproduktionen. Bedöms förändringar av regelverket krävas skall utredaren lämna sådana förslag. En frågeställning har uppkommit inom utredningen om det skulle kunna finnas behov av att se över frågan om effektbegränsning. Med effektbegränsning avses att inmatad maxeffekt från en elproduk- tionsanläggning begränsas genom att teckna ett mindre nätabonne- mang än elproduktionsanläggningens maxeffekt. En nätägare kan ha möjlighet att ta emot en viss effekt utan att göra (större) nätinvesteringar i ett område. När en elproducent vill ansluta en kraftanläggning som innebär att denna maxeffekt över- skrids måste därmed inmatad effekt kunna begränsas. Elproducenten ska kunna göra sin investering och komma överens med nätägaren om att begränsa anläggningens effekt tills en nätinvestering ökat kapaciteten. Tillfälliga abonnemang kan tecknas vid behov. Vid diskussioner i utredningens expertgrupp har det framkommit att det finns en fungerande praxis , varför inget förslag lämnas. 5Ekonomiska och andra konsekvenser av förslagen Kommittéförordningen (1998:1474) innehåller bestämmelser om kostnadsberäkningar och andra konsekvensberäkningar. Om för- slagen i ett betänkande påverkar kostnaderna eller intäkterna för staten, kommuner, landsting, företag eller andra enskilda ska en beräkning av dessa konsekvenser redovisas i betänkandet. Om för- slagen innebär samhällsekonomiska konsekvenser i övrigt ska även dessa redovisas. När det gäller kostnadsökningar och intäktsminsk- ningar för staten, kommuner eller landsting, ska kommittén föreslå en finansiering (14 § kommittéförordningen). Om förslagen i ett betänkande har betydelse för den kommunala självstyrelsen ska kon- sekvenserna i det avseendet anges i betänkandet. Detsamma gäller när ett förslag har betydelse för brottsligheten och det brottsföre- byggande arbetet, för sysselsättning och offentlig service i olika delar av landet, för små företags arbetsförutsättningar, konkurrens- förmåga eller villkor i övrigt i förhållande till större företags, för jämställdheten mellan kvinnor och män eller för möjligheten att nå de integrationspolitiska målen (15 § kommittéförordningen). 5.2.1Konsekvenser för värdmyndigheten för elnätsinvesteringsfonden Förslaget om inrättandet av en elnätsinvesteringsfond (kap. 4.1) innebär att en myndighet ska utses vilken ska stå som värd för det särskilda beslutsorgan som ska administrera och förvalta fonden. Ekonomiska och andra konsekvenser av förslagen Detta beräknas kräva utökade personalresurser med totalt en hel- tidsanställd (kan delas mellan ordinarie personal). Utöver detta upp- kommer kostnader för sammanträden, resor och arvoden för be- slutsorganet samt kostnader för kapitalförvaltning. Totalt kommer detta att kräva ett tilläggsanslag till den berörda myndigheten på 2 till enligt utredningens bedömning. Förändringar i regelverket runt koncessionshanteringen leder till delvis förändrad handläggning för . Det kommer att leda till en förenklad process i vissa fall och en viss ökad arbetsbörda i andra fall. Om det interna nätet inom en elproduktionsanläggning undan- tas från koncessionsplikt minskar antalet ärenden som Energimark- nadsinspektionen ska hantera. Däremot kan förslaget om lättnader i kraven på en koncessionshavare leda till att det inkommer fler an- sökningar, särskilt i inledningsskedet när lagförändringarna genom- förs. Sammantaget bedömer utredningen att förändringen kommer att bli liten. I utredningens förslag om begränsad nättariff för nya anlägg- ningar för produktion av förnybar el betonas att Energimarknads- inspektionen bör ges resurser och ett tydligt uppdrag att se över tariffstrukturen. Det kommer att kräva tid och resurser att utarbeta en metodik för tillsyn av nättarifferna för produktionsanläggningar, särskilt med hänsyn till efterföljande rättsprocesser. Utredningen uppskattar kostnaden till 2–. En höjning av nätövervakningsavgiften bör därför bli aktuell för att täcka dessa kostnader. Utredningens förslag om månadsmätning för små producenter i kapitel 4.6 samt klarare regler för beräkning av nätnyttan på region- nät i kapitel 4.7 kan förväntas leda till att mängden överklaganden minskar vilket underlättar arbete, dock endast marginellt. Konsekvenserna för nätägarna varierar i många fall beroende på geo- grafi och hur förutsättningarna är för att uppföra nya elproduktions- anläggningar i området. Koncessionsförslagen innebär för en områdes- koncessionär att det interna nätet inom en elproduktionsanläggning Ekonomiska och andra konsekvenser av förslagen oftare kommer att ägas av elproducenten. Därmed betraktas en elproduktionsanläggning med flera enheter som en sammanhållen anläggning. För nätägaren innebär det att anslutningspunkten och punkten där mätning sker, förflyttas. I stället för flera mätpunkter, i t.ex. en vindkraftpark, blir det bara en. Utredningen uppfattar att detta inte är negativt för nätägaren. Tvärtom kan diskussionerna mellan nätägare och elproducent om den tekniska lösningen på elnätet inom elproduktionsanläggningen bli tidsödande vilket man slipper med denna konstruktion. Förslagen i kapitel 4.4 och 4.5 som berör nättariffnivåerna på- verkar de nätföretag som har anslutit eller kommer att ansluta för- nybara elproduktionsanläggningar inom sitt koncessionsområde. kommer de befintliga elproduktionsanläggningarna med en effekt om högst 1 500 kW få betala full ordinarie nättariff, vilket leder till ökade intäkter för nätägarna. Det övriga kundkollek- tivet kan då få en lägre nättariff. När det gäller nya anläggningar för produktion av förnybar el kan den begränsade tariffnivån innebära att intäkterna minskar för vissa nätägare. Denna minskade intäkt kommer i så fall att tas in från kundkollektivet i övrigt, dvs. elanvän- dare och elproducenter som inte berörs av förslaget om begränsad tariff. Detta förutsatt att inte elnätsbranschen genomför en omför- delning av nättarifferna mellan elnätsföretagen vid större installation- er av lokal produktion. Förslagen avseende nättariffnivåerna kommer att innebära att nätägarna måste utarbeta nya inmatningstariffer, vilket kommer att ta resurser i anspråk, speciellt för de nätägare som inte har så mycket erfarenhet av produktion inom sitt område. Tarifferna för elanvändarna kommer också att behöva justeras. Hur detta sker beror mycket på den överordnade ekonomiska regleringen. För regionnätsägare leder även förslaget om marginalförlustberäk- ning i kapitel 4.7 till att nya rutiner måste utarbetas. Förslaget om nätnyttoberäkningar för regionnät leder till ett ökat åtagande för eftersom de föreslås får i uppdrag av regionnätsägarna att genomföra beräkningarna. Ur resurssynpunkt är dock denna lösning mer ekonomisk jämfört med om varje nät- ägare själva ska genomföra beräkningarna. För skulle förslaget innebära att man en gång tar emot uppgifter från regionnätsägarna, gör beräkningarna utifrån dessa och vidare- befordrar resultatet tillbaka till regionnätsägarna. För regionnäts- företagen innebär förslaget införande av en ny rutin vilket initialt innebär merarbete. Å andra sidan är det en enhetlig metod som kräver en begränsad arbetsinsats när rutinen är inarbetad. Ekonomiska och andra konsekvenser av förslagen Utredningens förslag (kap. 4.6)om undantag från timvis mätning för små elproducenter innebär att nätföretagen måste utforma sina system för att hantera en ny form av schablonavräkning med pro- ducenter (finns för konsumenter tidigare). Engångskostnaden för att utveckla SAP (Eons datorsystem för balansavräkning) beräknas för Eons del till .