sou · GWB313 · 2009-01-01 00:00:00 — Resultatredovisning 2003 (ER5:2003). 19TP PT Översyn av elcertifikatsystemet, delrapport etapp 2 (2005:09). 20TP PT Översyn av elcertifikatsystemet, delrapport etapp 2 (2005:09). 21TP PT Översyn av elcertifikatsystemet, delrapport etapp 2 (2005:09). framför allt om nedlagda kraftverk och kraftverk vid befintliga dammar som ej nyttjats till kraftändamål. Ekonomisk potential för effektiviseringar i den befintliga storskaliga vattenkraften är inte utredd men den tekniska potentialen är . När det gäller vattenkraften finns svårigheter att få acceptans för planerade projekt och tillståndsprocessen kan bli svår och lång, med en stor osäkerhet som följd om projektet kan genomföras eller inte. Möjligen avskräcker detta många marknadsaktörer att satsa på vattenkraftsprojekt. Det är möjligt att certifikatsystemet ger ökad drivkraft för att projektera vattenkraft. Det kan yttra sig i att re- investeringarna i befintliga anläggningar blir mer omfattande samt att gamla nedlagda kraftverk tas i drift igen. Med detta som bak- grund bedömer att vattenkraften kan öka med . SERO bedömer potentialenTPF22FPT för småskalig vattenkraft till , varav tidigare nedlagda anläggningar bedöms kunna producera , modernisering och effektivisering av befintliga anläggningar , små anläggningar i stora vatten- drag och små anläggningar i mindre vattendrag . bedömde vindkraftsproduktionen till 6,9 TWhTPF23FPT. Prognosen utgår från dagens elcertifikatssystem och man bedömer därför att ingen tillkommande produktion från vindkraft kommer att ske . Bedömningen revidera- des i Prognoser för utsläpp och upptag av växthusgaserTPF24FPT till . gör, fyra gånger , en översiktlig kart- läggning över vindkraftsprojekt där byggnation eller tillståndspro- cess pågår. Det är enbart anläggningar över 25 MW som samman- ställs i listan. Kartläggningen visar att aktuella projekt numera fördelas över hela landet och att en stor del förläggs till norra . Trenden är landbaserat i norr och havsbaserat i söder. Totalt antal planerade kraftverk är mellan 1 127 och 1 539 stycken och beräknad elproduktion från anläggningarna ligger mellan 17 och . 22TP PT PM Småskalig vattenkraft i , en bedömning av potentialen, 2008. 23TP PT Långsiktsprognos (ER2007:02). 24TP PT Prognoser för utsläpp och upptag av växthusgaser, Delrapport 1 i och underlag till Kontrollstation 2008 (ER2007:27). utarbetade ett nytt förslag på planeringsmål för vindkraften i SverigeTPF25FPT. Planeringsmålet syftar till att ge signaler till hur mycket vindkraft som ska kunna hanteras i den fysiska planeringen. föreslår ett plane- ringsmål på , varav på land och till havs. Det kan jämföras med nuvarande planeringsmål på som beslutades . Figur 2.4 Planerade vindkraftsanläggningar (), 25TP PT Nytt planeringsmål 2020 (ER 2007:45). Svensk Vindkraft, ett samarbete mellan intresseföreningarna Vind- kraftens investerare och projektörer (VIP) och Vindkraftsleveran- törerna i (ViS) har sammanställt planerade vindkraftsanlägg- ningar över 25 MW (tabell 2.5). Den tillkommande årliga elproduktionen från vindkraftsanläggningarna beräknas till knappt . Planerade vindkraftsanläggningar över 25 MW . Källa: Svensk Vindkraft Även här i det kortare perspektivet är det i främst norra som större landförlagda anläggningar planeras. Utöver anläggningarna i sammanställningarna ovan, finns det vetskap om flera planer på storskaliga anläggningar som ännu inte nått fram till tillståndsprocess. Det finns även en stor mängd vind- kraftsprojekt mindre än 25 MW i olika stadier fördelade över hela och kan nämnas som exempel på områden där det planeras många anläggningar mindre än 25 MW. Det har kommit till utredningens kännedom om enskilda nätföre- tag som har förfrågningar om vindkraftsprojekt på totalt tusentals megawatt. Utredningen ser dock inte att det är möjligt att bedöma vilka av all dessa förslag som kommer att komma längre än till för- slagsstadiet. Detta kapitel innehåller en jämförelse mellan , , , och inom områden som är re- levanta för . , , och kallas fortsättningsvis för de fyra analyserade länderna. Varje avsnitt inleds med en tabell där situationen i och de fyra analyserade länderna jämförs. Sedan följer en kort analys av skillnaderna och likheterna mellan de olika länderna. 3.1Generella system för främjande av förnybar energi Detta avsnitt fokuserar på vindkraft och solceller eftersom dessa energikällor har ökat anmärkningsvärt i de fyra analyserade länder- na. För detaljerna angående andra typer av förnybar energi se bilaga 4. Internationell jämförelse SOU 2008:13 Jämförelse av stödsystem för förnybar energi och deras påverkan på vind- och solkraftens utveckling =69,12TPF FPT 83,6 första 5 åren, Elpris=48,12 baserat alternativ: (buy-out: 47,9) [/MWh] 91,01 (premium 31 plus elpris 48 plus ment 7 plus andra effekt i slutet av 2006 [MW] =69,12TPF FPT [/MWh] [MW] end. 2006 [MW] Dessutom betalades en miljöbonus på 7 /MWh till landbaserade vindkraftsproducenter som installerat anläggningarna innan elcertifikatssystemet infördes . genomsnittlig totalersättning på 76 /MWh. Det miljöbonusbaserade systemet avvecklas gradvis och kommer att tas bort helt . På grundval av information används en växelkurs på /. TP PT Växelkurs = Denna betalning erhålls när produktionen säljs till elnätet vilket enbart berör ett fåtal in- stallationer (mindre än 5). Solcellsel används huvudsakligen i till att minska kon- sumtionen och inte till försäljning eftersom konsumtionskostnaden vanligtvis är signifikant högre än försäljningspriset beroende på nättariffer, skatter och avgifter. När den egna konsum- tionen reduceras av egen konsumtion är värdet på den egna konsumtionen cirka 110 /MWh för hushållskunder. När man jämför olika stödsystem för förnybar elproduktion är det viktigt att ta hänsyn till att varje land har specifika nationella villkor som kan vara mycket varierande. Detta betyder att det kan behövas olika stödsystem för att uppnå samma nivå på elproduktionen. Exempelvis är de genomsnittliga vindförhållandena i rela- tivt dåliga. producerade varje installerad megawatt vind- kraft 1 560 MWh. var motsvarade genomsnittliga värde 2 160 MWh i , 1 850 MWh i och 2 780 MWh i . De siffror som presenteras i Tabell 3.1 för den totala ersättnings- nivån för , och (mark- nadsbaserat alternativ), är ovanligt höga. Detta beror på att elmark- nadspriserna var mycket höga detta år. Detta ska beaktas när man jämför ersättningsnivåer i de olika länderna. Tabell 3.1 visar att fick vindkraftsproducenter i de högsta ersättningarna medan vindkraftsproducenter i fick de lägsta. Vindkraftsproducenter i som har producerat el under fler än fick dock lägre ersättningar än de i . Angående elproduktion från solceller är det uppenbart att systemen med feed-in tariffer i , och leder till mycket högre incitament än certifikatsystemen i och . Bland de analyserade länderna är det land som har högst ersättning och även störst installerad kapacitet. Tabell 3.1 visar även att stödsystemen i , och är baserade på feed-in tariffer vilka definieras för olika sorter av förnybar energi. Detta är en stor skillnad jämfört med det elcertifikatssystem som används t.ex. i och som har ett enda pris för alla förnybara energikällor. I fråga om systemen för feed-in tariffer så är det viktigaste att de säkerställer en viss inkomst. Elcertifikatssystemet är ett mer osäkert ekonomiskt stöd eftersom priset kan variera kraftigt över tiden. Stödsystemets stabilitet är den avgörande orsaken till att det fort- farande finns en stark utveckling i den tyska vindkraftsbranschen även om ersättningsnivån inte kan betraktas som hög. Ett intressant exempel på hur ett system med feed-in tariffer och ett marknadsbaserat stödsystem kan kombineras finns i . Där kan elproducenter som använder förnybara energikällor välja mellan två stödsystem. Inkomsten från det s.k. marknadsbaserade alternativet kan vara avsevärt högre än den från feed-in tariffer, fast den kan också vara lägre. Denna risk har dock minimerats genom att införa ett golv. infördes i ett tak för att be- gränsa det statliga stödet till förnybar energi. Även och har etablerat olika kriterier för att begränsa det statliga stödet till vindkraft. I har en modell för referensproduk- tion definierats för varje lokalisering. jämförs varje an- läggning med modellen för referensproduktion och om produktionen har nått av referensproduktionen minskas ersättningen . I betalas mindre till vindkraftverk som har en årsproduktion som överstiger 2 000 MWh per installerad MW. Vindkraftverk som producerar mer än 2 600 MWh och installerad MW betalas exempelvis mindre än vindkraft- verk som producerar mindre än 2 000 MWh. Sammanfattningsvis kan sägas att de länder som har visat den snabbaste utvecklingen inom vindkraftsbranschen, dvs. och , använder stödsystem med fasta feed-in tariffer. Feed- in tariffer ger ett stabilt investeringsperspektiv eftersom de ger fasta elpriser över en bestämd tidsperiod. Därför kan det konstateras att regelverket gällande ersättningssystemet är den viktigaste driv- kraften för utvecklingen av förnybar energi. Det finns dock andra faktorer som är relevanta för vindkraftsutvecklingen, som t.ex. till- ståndsförfarande och anslutningsprocesser. När man jämför de fyra analyserade länderna med , har vindkraftsproducenter i den lägsta ersättningsnivån. Detta betyder att alla andra parametrar, som t.ex. kostnaden för anslutning, nätförstärkning och nättariffer är viktigare än i de övriga analyserade länderna. Det måste dock noteras att i har systemet med elcertifikat lett till en signi- fikant ökning av biobränslebaserad elproduktion. Biobränslen är dock inte inkluderade i jämförelsen. Tabell 3.2 Jämförelse av nätanslutningsprocesser för elproducenter som an- vänder förnybara energikällor nätet, dock inte nätet, dock inte till andra nät. Ja, både för Ja, både för på storlek, art För andra nät, 500 /kW för 400 /MW för 20 /kW för och 500 /kW för En väl definierad anslutningsprocess minskar den totala kostnaden för ansökan. Detta betyder att den ansökande har en tydlig uppfatt- ning om vad som krävs och vilka avgifter som gäller. kan nätföretaget utveckla en metod och en process för hanteringen av anslutningsansökningar. En väl definierad process inkluderar den information som krävs för ansökan, de relevanta tiderna inom vilka nätföretag måste besvara ansökan och kostnaderna (avgifter) i sam- band med ansökan, vilka vanligtvis orsakas av de nätanslutningsstudier som nätföretaget genomför. Det finns mycket detaljerade nätan- slutningsprocesser i t.ex. . Processerna har utvecklats av National , systemansvarig för transmissionsnätet (TSO), samt 4TP PT Solceller (PV) installerade på bostadshus, kommersiella lokaler eller industrifastighet be- höver inte betala avgifterna för ansökan. prövats och godkänts av tillsynsmyndigheten . Även och är länder som har mycket detaljerade anslutnings- processer där processerna är lagreglerade och består inte bara av en uppförandekod mellan nätföretag och producentföreningar. I länder utan tydligt definierade metoder och processer, bl.a. , förekommer det ibland långa väntetider för svar på nätanslut- ningsansökan samt kommunikationsproblem mellan ansökande och nätföretag. I finns ingen tydlig process men elnätsföreningen har utvecklat en riktlinje för nätföretag angående behandling av ansökan. Ännu viktigare är följande reglering: Nätoperatörer ska och med prioritet ansluta anläggningar som producerar el från förny- bara energikällor. Om det förekommer dröjsmål måste alltså nätföre- taget förklara för tillsynsmyndigheten vad som har orsakat dröjsmålet. Det betyder extra kostnader för nätföretaget om ansökan inte be- handlas inom en rimlig tid. I godtas inte utvärderingsmeto- der som fastslår hur mycket extraproduktion som kan anslutas till en viss punkt eftersom de inte är tillräckligt transparenta. Anled- ningen är att nätdata vanligtvis inte publiceras. Det brukar vara komplicerat att genomföra en oberoende utvärdering av svaret på en ansökan. Sammanfattningsvis kan sägas att en tydlig definition av processen för en anslutningsansökan måste omfatta tydliga krav för vad som krävs av elproducenten samt ett tydligt tidsschema för nätföretagets svar och precisa principer för anslutningsanalysen. Detta är förut- sättningen för att processen genomförs på ett tydligt, fördomsfritt och konsekvent sätt, oberoende av nätföretag, förnybar produktions- teknik eller vem som ansöker. Det kan dock alltid uppstå konflikter, vilket även kräver att en tydlig process angående hanteringen av sådana konflikter utvecklas. t.ex. hade tidigare en instans för att lösa anslutningskon- flikter. ingår denna uppgift i den nya tillsynsmyndighetens an- svar. Detta liknar strategi. Vad gäller avgifter för att behandla anslutningsansökan finns det flera länder som använder sådana avgifter: , och . Anledningen till detta är att man vill förhindra oseriösa ansökningar och arbete förorsakat av sådana. Avgifterna kan dock vara ett hinder för mycket små projekt som t.ex. solcellsanläggningar på bostadshus. En lösning är att undanta sådana projekt från att betala avgifterna, vilket tillämpas i . Avgifterna är väl defi- nierade i , och samt oberoende av vem som är ägare till elnätet där anläggningen ansluts. Detta är viktigt för att förbättra transparensen och för att inte diskriminera vissa producenter. I bestäms avgifterna av nätägaren och betalas bara för anslutning till distributionsnätet. Själva avgiftsbeloppet dras vanligtvis av från den totala kostnaden som producenten betalar för nätanslutningen. Tabell 3.3 Jämförelse av kostnader för nätinvesteringar för elproducenter som använder förnybara energikällor Internationell jämförelse SOU 2008:13 på alla kunder) kV nätet) SvK Ja, men bara för Ja, för både I samtliga analyserade länder, även , ska elproducenten betala för byggandet av ledningar, transformatorer och alla andra nödvän- diga investeringar i samband med nätanslutningen. Ingen skillnad finns i detta avseende mellan konventionella elproducenter och el- producenter som använder förnybara energikällor. I antogs en lag som fastslår att nätföretag ska betala för elled- ningar som ansluter havsbaserade vindkraftverk till företagets nät. I föreligger ett förslag om att bilda oberoende Off- shore Transmission Owners (OFTO). Enligt förslaget ska dessa väljas ut genom konkurrensutsatta anbud. De utvalda OFTO kommer att få en transmissionslicens och därigenom en möjlighet till en reg- lerad intäkt från havsbaserade vindkraftsparker och i gengäld ska de uppfylla licensens skyldigheter (). Det ska även finnas incitament för att nå specifika prestationskrav . OFTO:s blir ansvariga för att utveckla, bygga, finansiera och underhålla det havsbaserade överföringsnät som används för att ansluta havsbaserade producenter. Varken i de analyserade länderna eller i finns lagar som ger en tydlig definition av vad systemkostnader är, dvs. kostnader relaterade till de nätförstärkningar, förutom själva anslutningsled- ningarna som är nödvändiga för att ansluta nya producenter. Detta är av särskild betydelse eftersom det på det sättet bestäms vem som betalar dessa förstärkningar i de analyserade länderna. Undantaget är där det alltid är nätägarna som betalar för förstärkningar- na. Om det konstateras att förstärkningarna endast gynnar en pro- ducent så måste denne producent betala för dem. Om det konstate- ras att de gynnar fler än en producent, delas kostnaderna mellan producenten och nätägaren. följer t.ex. kriteriet att förstärk- ningar av transmissionsnätet gynnar fler än en producent och att de därför fördelas på alla kunder. Däremot antas det i t.ex. att förstärkningar i transmissionsnätets radialledningar bara gynnar en producent och att denne producent därför ska betala för dem. I måste nätägaren betala alla kostnader för nätförstärk- ning medan producenterna av förnybar energi i princip måste betala kostnaderna för nätanslutningen dvs. alla kostnader från vindkrafts- parken fram till anslutningspunkten. En typisk diskussionspunkt är hur man definierar vilken som är den bästa nätanslutningspunkten. Den allmänna regeln som används utgår från att den totala nätanslut- ningskostnaden, dvs. anslutning plus förstärkningskostnader, ska minimeras oavsett vem som betalar vilken del. Det kan betyda att ett lågspänningsnät måste uppgraderas till högspänningsnät om det är den mest ekonomiska lösningen. Det kan dock också förekomma att en vindparksinnehavare själv måste bygga en lång ledning till den lämpligaste anslutningspunkten om detta är mer ekonomiskt än att uppgradera det befintliga nätet. I fördelas vanligtvis kostnaderna för transmis- sionsförstärkningar på alla kunder. I princip utförs förstärkningar av transmissionsnätet bara om det finns ett tillräckligt antal ansök- ningar för nätanslutning. Denna strategi medför dock långa fördröj- ningar i de fall strategiskt arbete krävs. Medvetenheten om detta faktum har resulterat i att Ofgem godkänt £ 560 miljoner för Transmissionsinvesteringar för förnybar elproduktion. Angående förstärkningar i distributionsnätet måste elproducenter som ansluts efter betala en avgift (Use of System Charge – DuoS). För anslutningar utförda före fakturerades kostnaderna för förstärkningar av distributions- nätet före arbetets utförande. Tabell 3.3 visar att är det land där elproducenterna betalar för flest antal kostnadsposter eftersom de betalar för anslutningar, förstärkningar i distributions-/regionalnätet och för förstärkningar i transmissionsnätet om det inte gynnar någon annan producent. Däremot är det land där elproducenter betalar för minst antal kostnadsposter för nätinvesteringar eftersom de bara betalar för anslutningen, inte för någon nätförstärkning, varken i distribu- tionsnätet eller i transmissionsnätetTPF5FPT. Det är intressant att relatera detta till att är det land där vindkraftsproducenter får den lägsta ersättningen i jämförelse med de fyra analyserade länderna. I både och måste producenten betala en de- position till transmissionsföretaget om förstärkningar blir nödvän- diga för att ansluta dem. Anledningen är att man vill förhindra att projekt inte genomförs som förstärkningar utförs. I betalas ingen deposition till transmissionsföretaget eftersom elpro- ducenten måste betala nättariffer till transmissionsföretaget och även anslutningsavgift om en nätförstärkning enbart behövs för elproducentens anläggning. Sammanfattningsvis kan sägas att förstärkningar i transmissions- nätet och i distributions-/regionnätet inte behandlas lika i de olika länderna. I allmänhet fördelas kostnaderna mellan samtliga kunder när de är relaterade till förstärkningen av transmissionsnätet, dvs. nät- företaget betalar och täcker kostnaderna genom nättariffer. I betalar dock elproducenten kostnaderna om förstärkningen gäller en radialledning. Däremot delas kostnaderna mellan produktions- anläggningens ägare och om förstärkningen berör det maskade nätet. I de flesta av de analyserade länderna betalas förstärkningar i distributionsnätet av de företag som orsakar dem. är ett undantag eftersom även dessa kostnader fördelas på alla kunder. Jämfört med de analyserade länderna betalar elprodu- center i flest kostnadsposter för nätinvesteringar. 5TP PT Elnätsförstärkningar i betalas av elnätsföretagen, vilket delvis orsakar högre nät- tariffer för konsumenterna. Dessa högre tariffer har dock inte betraktats som något större problem av olika intressenter. 3.4Effektbegränsningar inom regelverket för förnybar energi Tabell 3.4 Jämförelse av effektbegränsningar för elproducenter som använder förnybara energikällor (nya regler angåen- Bara och har nättariffer för elproducenter. I övriga länder betalar elproducenter ingen nättariff, se även av- snitt 3.2. och är de enda länder av de fem som tillämpar begränsningar av nättarifferna efter installerad effekt, se även Tabell 3.4. I betalar elproducenter med en effekt som understiger 1,5 MW inga nättariffer förutom kostnaden för mätning. I finns effektbegränsningar för elprodu- center anslutna till distributionsnätet när det gäller betalningen av nättariffer för transmission (Use of System Charges – TNUoS). Dessa begränsningar varierar beroende på område i . I de flesta fall ligger de dock på 50 MW i och , på 30 MW i transmissionsområdet för Scottish 6TP PT Kapacitetsbegränsningen på 1,5 MW i gäller för varje separat enhet av en anlägg- ning. Detta betyder att en vindpark med 50 stycken 1-MW-vindkraftverk undantas från att betala nättariffer, medan en vindpark med 10 stycken 2-MW-vindkraftverk måste betala nättariffer. samt på 5 MW i Scottish Hydro. De flesta elproducenter som är anslutna till distributionsnätet och har en effekt som under- stiger dessa begränsningar undantas från TNUoS med hänsyn till den minskade efterfrågan i det område som transmissionsföretaget försörjer. Elproducenter som har anslutits till distributionsnätet efter måste dock betala en avgift för att använda distri- butionsnätet (Use of System charges – DuoS) om distributionsnätet behöver förstärkas på grund av anslutningen. Avgiften (DuoS) är avsedd att täcka kostnaderna för nätförstärkning. I de länder där stödsystem baseras på feed-in tariffer definieras olika gränsvärden för installerad effekt för att differentiera ersätt- ningen inom en och samma produktionsteknik. Ett tydligt exempel är de olika ersättningar som solcellsanläggningar får beroende på installerad kapacitet. Skillnaden kan vara så stor som . Även för vindkraft finns vissa skillnader beroende på den installera- de effekten men de är snarare inom storleksordningen 3–. De länder som använder certifikatsystem har inte effektbegränsningar eftersom det bara finns en ersättning för all sorts förnybar energi. Vad beträffar anslutning till nätet är det bara och som har definierat begränsningar för anslutningen till olika spän- ningsnivåer. Anledningen till att sätta sådana begränsningar är att förenkla hanteringen av anslutningsansökan och att förtydliga nät- ägarnas ansvar. Definitionen av sådana begränsningar har inget att göra med det valda stödsystemet. I t.ex. kan flera produ- center göra en gemensam ansökan till den systemansvarige för trans- missionsnätet (TSO) för att på så sätt uppfylla kapacitetskravet för anslutningen till transmissionsnätet. Ytterligare storleksdefinitioner används för mätningskrav, se avsnitt 3.6. Sammanfattningsvis kan sägas att det i de flesta av de analyserade länderna dvs. , och inte finns någon effektbegränsning vad gäller betalning av nättariffer, till skillnad från . Effektbegränsningar används antingen för att definiera spän- ningsnivåer för anslutning (och ) eller för att sär- skilja ersättningsnivåer genom olika feed-in tariffer. Översikt över policyfrågor relaterade till byggnad/äganderätt av nya centen bygga/äga distributions- eller transmissionsnätet? Nätkoncessioner är legala tillstånd som krävs i vissa länder för att kunna bygga elledningar. Ursprunget till sådana nätkoncessioner är det centralt planerade elsystemet som har utvecklats i samband med avreglering med flera nätföretag som följd. I t.ex. finns kon- cessioner för ett område som medför att koncessionshavare får bygga elledningar i detta område (vanligtvis för spänningsnivåer på maxi- malt 20 kVTPF7FPT). I princip får ingen annan bygga elledningar med lägre eller samma spänningsnivå, , i detta område, med undantag av elledningar som utesluts från sådana koncessioner såsom elledningar inom ett industriområde. I krävs en annan koncessionstyp, nämligen linjekoncession, för att kunna bygga ledningar med högre spänning än vanligtvis . Som nämnts förut medges genom nät- koncessionen rättigheten att bygga elledningar. Koncessionen med- för dock även skyldigheten att ge tillgång till alla som vill ansluta en anläggning där. I får ett företag som söker nätkoncession inte vara elproducent eller elhandelsföretag. I har producenterna två valmöjligheter för att bygga an- slutningsledningar inom vindkraftsparken eller från vindkraftsparken till anslutningspunkten.