sou · GWB313 · 2009-01-01 00:00:00 — Den ena är att betala nätföretaget inom området för att detta ska bygga ledningen. Den andra är att bilda ett nätföretag vilket kan få en nätkoncession och sedan själv bygga ledningarna. För båda alternativen är det elproducenten som betalar 7TP PT I finns ungefär 330 områdeskoncessioner varav bara 10 har en spänningsnivå over , alla andra har en spänningsnivå av maximalt . Beroende på den valda lösningen är det dock skillnad på äganderätt av ledningarna och ansvar relaterade till dem. En nackdel med nätkoncessioner är att de ökar administrationen och försämrar möjligheten för mindre elproducenter att hitta mer ekonomiska lösningar för byggandet av elledningar eftersom vind- parksägarna bara får bygga ledningarna själva om de bildar nätföre- tag. Annars är det bara det nätföretag som innehar koncessionen för området som får bygga elledningar. Att bilda ett nätföretag innebär med nuvarande lagstiftning en hel del skyldigheter som med- för en hel del arbete, speciellt för mindre investerare. I alla de fyra analyserade länderna får vindkraftsproducenter bygga elledningarna mellan enstaka vindkraftverk utan att inneha kon- cession. Nätföretagen i dessa länder har därmed inte monopol på så- dana ledningar. I krävs däremot nätkoncession för att bygga ledningar mellan kraftverken inom en vindkraftspark. Inte i något av de fyra analyserade länderna krävs någon kon- cession för att bygga elledningar från vindkraftsparken till anslut- ningspunkten i transmissions- eller distributions-/regionnäten. I får elproducenter bygga sådana elledningar så snart de fått nödvändiga byggnadstillstånd. Dessa är desamma som tillstånden för distributions- eller transmissionsföretag och inkluderar studier av miljöpåverkan och offentligt samråd. För spänningsnivåer mellan 45 och är praxis att producenterna överlämnar anslutnings- ledningen samt även transformatorstationen till distributionsföre- taget för att undvika drifts- och underhållskostnader. Även i är det vanligt att elproducenter på distributionsnivån överlämnar ledningen till distributionsföretaget för att undvika ansvaret för led- ningens underhåll och drift. I detta fall har distributionsföretaget skyldighet att ge konsumenter/kunder och andra producenter till- gång till ledningen om tillgängligt effekt finns. När elproducenter i och överlämnar nätanslutningsledningen till nät- företaget undviker de drift- och underhållskostnaderna för ledningen eftersom de inte betalar några nättariffer (se avsnitt 3.2). I , däremot, måste elproducenten betala för drift och underhåll även om ledningen överförs till distributionsföretaget eftersom dessa kost- nader ingår i nättarifferna i . Sammanfattningsvis kan sägas att i alla de fyra analyserade länderna får vindparksägarna bygga ledningar inom vindparken samt mellan vindparken och transmissions-/distributionsnätet utan att behöva inneha koncession. I är det annorlunda eftersom koncession krävs för att bygga sådana ledningar. Kravet på nätkoncession syftar till att dels skapa ett samhällsekonomiskt optimerat och säkert nät med minsta möjliga miljöingrepp, dels skydda gjorda investeringar och garantera kunderna deras rättigheter. Kravet ökar dock byrå- kratin och kan göra det svårare att hitta mer ekonomiska lösningar för elledningarnas byggande eftersom ägaren till en vindkraftspark måste bilda ett nätföretag för att få bygga ledningarna själv. Annars är det bara det nätföretag som innehar områdeskoncessionen som får bygga elledningar. I de analyserade länderna behandlas elledningar inom elproduktionsanläggningen och från anläggningen till distri- butions-/transmissionsnätet på annat sätt än ledningar som ingår i distributions-/transmissionsnätet. Detta gäller för alla typer av el- produktionsanläggningar och inte enbart dem som använder för- nybara energikällor. I de analyserade länderna kan vindkraftspro- ducenterna sluta särskilda överenskommelser med nätföretaget i området för att flytta över äganderätten till ledningarna, fram till anslutningspunkten, på nätföretaget. På detta sätt kan producenten undvika det ekonomiska ansvaret för drift och underhåll som nätföretaget kan ansluta även andra kunder/producenter. Tabell 3-6 Jämförelse av mätningskrav /export av, aktiv /reaktiv effekt för enheter >500 kW; nätet (<1 kV) stiger 16 A/fas av im-/export /export; netto- För stora produktionsanläggningar i megawattstorlek har kostnader- na för mätning ingen betydelse. Alla länder har vanligtvis samma mätningskrav för konventionella elkraftverk och förnybar energi- anläggningar i megawattstorlek. Mätningskostnader utgör dock en 8TP PT Mindre projekt avser här anläggningar anslutna till lågspänning (<1 kV) och med en installerad effekt som är lägre än 100 kW. viktig fråga för mindre anläggningar i kilowattstorlek – som t.ex. solceller eftersom mätningskostnaderna har en kraftig påverkan på ekonomin för projektet i sin helhet. För mindre projekt skiljer , och mellan produktion inom en konsuments anläggning, t.ex. solceller på hustak, och nätanslutna produktionsanläggningar. Konsumenters egen produktion kräver ingen mätning. I detta fall kan dock inte någon särskild ersättning utgå (feed-in tariff eller förnybar energi- certifikat). I och kan man även välja nettomätning om konsumentens egen produktionen ibland överstiger den lokala konsumtionen. Nettomätning betyder att elbolaget bara fakturerar nettokonsumtionen (konsumtion minus egen produktion). Vanligtvis får sådan nettomätning bara användas av mindre anläggningar, t.ex. i upp till 500 kW. Därutöver får elproducenter i och som är anslutna till lågspänningsnätet (huvudsakligen solcellsanläggningar) välja att ha två olika mätningsutrustningar, en för producerad el och en för konsumerad el, eftersom ersättningen för producerad el är nästan så hög som kostnaderna för konsumerad el. Mindre nätanslutna anläggningar har ofta särskilda regler för mät- ningen. T.ex. mindre nätanslutna anläggningar upp till en viss storlek (500 kW, 16A/fas) får installera enklare, dvs. billigare mätningsutrustning utan 15- eller 30-minuters mät- ningsintervaller. Tabell 3.7 Jämförelse av nätavgifter Ja, men också Ja (Systemavgift används) för anslutning till trans- ersättning från nätägaren* * Nättariffer i inkluderar möjligheten att få betalt om elproducenten minskar nätägarens kostnader. Detta system gäller även i . Nätavgifter kan användas för att fördela vissa kostnader, såsom för nätförstärkningar elsystemförluster, elledningarnas drift och under- håll, bland de elsystemanvändare som huvudsakligen orsakat dessa kostnader. I praktiken är det svårt att tydligt fördela kostnaderna eftersom det är komplext att identifiera vem som har orsakat vilka kostnader i elsystemet. Därför har vissa länder såsom , och för länge sedan bestämt att elproducenter inte behöver betala nätavgifter för att använda elnätet. Detta gäller för både konventionell och förnybar elproduktion. Det betyder att nätavgifter, historiskt sett, inte har spelat någon roll inom energi- politiken för att främja förnybar energi. Det måste dock understrykas att nätägandet skiljer sig starkt mellan /och . I ägs hela distributionssystemet av ett enda företag och i av fem företagTPF9FPT. I regleras distributionsföretag ex- ante vilket betyder att regeringen bestämmer om varje distri- butionsföretags inkomst och de tariffer företagen får fakturera vida- re till sina kunder. I bägge länderna ägs transmissionsnätet nästan uteslutande av ett enda nationellt företag. Därför är det enklare att kollektivisera kostnader som orsakats av en producent i transmis- sionsnätet, t.ex. på grund av nödvändiga nätförstärkningar, eftersom dessa kostnader fördelas jämnt bland alla kunder i och . I råder en situation som liknar den i . Där finns ett stort antal distributions- och regionnät (ungefär 900) samt fyra transmissionsföretag. Detta betyder att kostnader som orsakats av elproducenter inte fördelas på ett jämnt sätt till alla kunder. Inter- vjuer med nätföretag, konsumentföreningar och tillsynsmyndigheter i har dock visat att detta inte ses som ett stort problem. Det är bara för anslutning av havsbaserade vindkraftsparker i som den systemansvarige för transmissionsnätet (TSO) bär ansvaret för att med hjälp av särskilda mekanismer fördela kost- naderna bland alla nätkunder i . Producenterna i betalar nätavgifter (s.k. system charges) om de anslutits till transmissionsnätet. Här finns ingen skill- nad mellan förnybar och konventionell energi. De varierar däremot beroende på var anslutningspunkten är. Detta betyder att anslut- ningsavgifterna till transmissionsnätet är höga i med låg last och många produktionskällor. Däremot är avgifterna låga (ibland även negativa) i med hög last och begränsade pro- duktionskällor. Dessutom behöver mindre kraftverk som ansluts till distributionsnätet – oberoende av produktionsteknik – inte betala några nättariffer för att använda transmissionsnätet, TNUoS (se även avsnitt 3.4). Kraftverk definieras som mindre kraftverk om deras 9TP PT Ungefär 300 små distributionsföretag finns i vars andel i distributionsverksamhet är . totalkapacitet inte överstiger 50 MW i och , 30 MW i transmissionsområde samt 5 MW i Scottish Hydros. Elproducenter som anslutits efter och som har orsakat förstärkningar i distributionsnätet ska betala nättariffer för användandet av distributionsnätet (DUoS). Sammanfattningsvis kan sägas att nätavgifter för elproducenter inte används i , och . I be- talar alla kraftverk som är anslutna till transmissionsnätet avgifter. De flesta anläggningar anslutna till distributionsnätet betalar varken nätavgift för att använda transmissionsnätet (TNUoS) eller distri- butionsnätet (DuoS). Det betyder att många elproducenter som är anslutna till distributionsnätet kan undvika att betala några nätav- gifter. Däremot betalar elproducenter i som är anslutna till distributionsnätet förhållandevis höga avgifter för att använda distri- butionssystemet. Det är viktigt att notera att i är nättarifferna utformade för att ge signaler till rätt lokalisering i elnätet, vilket innebär att producenter vilka minskar nätförlusterna (huvudsak- ligen i ) erhåller en ekonomisk kompensation. Det kan resultera i negativa nätkostnader. Ett liknande system finns även i . Å andra sidan så finns inte denna typ av kompen- sation i de länder där det inte finns nättariffer. Där erhålls ingen kompensation för minskade nätförluster. Det är viktigt att nämna att nättariffer ger informativa signaler angående produktionens lokalisering, dvs. var ny produktionskapa- citet borde byggas. De kan därför vara användbara i länder med stor geografisk diskrepans mellan last och produktion. 3.8Prioritering och begränsning av elproduktion Tabell 3.8 Jämförelse av begränsningspolicy Vanligtvis kan systemoperatören begränsa varje produktionsanlägg- ning som är ansluten till elsystemet när en nödsituation uppstår. Detta gäller vanligtvis även för elproduktion från förnybara energi- källor. Planerings- och begränsningsprocesser under normaldrift är dock särskilt viktiga. Planeringen av konventionell elproduktion brukar baseras på priser (anbudspris på spotmarknaden) och över- enskommelser med hänsyn till den lokala överföringskapaciteten. I , och särbehandlas förnybar energi, dvs. den definieras som prioriterad produktion. Detta betyder att konventionell elproduktion alltid måste minska sin produktion först om kapacitetsbrist i överföringsnätet uppstår, så att förnybara el- produktionskällor kan fortsätta sin elproduktion så länge de inte överskrider gränsen för överföringskapaciteten. I måste den nätansvarige uppgradera distributions-, regional- och transmissionsnätet för att säkerställa att förnybar el- produktion inte påverkas av kapacitetsbrist i nätet, oberoende av var dessa energikällor är belägna. Eftersom nätförstärkningar kan dröja finns det områden där ny förnybar elproduktion inte har kunnat uppföras. Anledningen är att den befintliga nätkapaciteten inte räcker till för att kunna säkerställa prioritering av ny förnybar elproduktion. Producenter av förnybar energi kan dock underteckna en överenskommelse med nätoperatören angående begränsning i situationer där den totala överföringskapaciteten redan är upptagen av andra förnybara energikällor. Genom sådan överenskommelse kan anslutningen av nya förnybara produktionssystem utföras tidigare. Sådana nya anläggningar kan dock begränsas utan någon ersättning. I behövs inte en separat överenskommelse för begräns- ningen; förnybar elproduktion kan begränsas som en sista lösning, dvs. efter det att konventionella elkraftverk har nedreglerats. Högsta prioritet har i de förnybara energier som inte har någon möjlighet att lagras, såsom vindkraft, solkraft och vattenkraftverk utan damm. I behandlas inte förnybara energikällor som prio- ritetsproduktion. Begränsning baseras på anbudspris inom en särskild regleringsmarknad. Denna marknad är skapad av systemoperatören för transmissionsnätet för att avgöra vilken produktionskälla som medför den lägsta begränsningskostnaden. Förnybara energikällor kan delta i denna marknad. De begränsas om kapacitetsbrist i trans- missionsnätet uppstår och ingen billigare produktionsteknik vill reducera sin produktion. Förnybara energikällor behöver dock pro- ducera el för att få Renewable Energy Certificates (ROCs) och kräver därför vanligtvis mycket högre ersättning för begränsning än konventionella produktionskällor. Sammanfattningsvis kan sägas att de analyserade länderna an- vänder olika metoder för att bestämma vilken produktion som ska begränsas. Resultatet är dock detsamma, dvs. förnybara energikällor är vanligtvis de sista som begränsas. Den svenska och brittiska strategin för reglering är relativt lika med tillämpning av motköp. Det betyder att det även i är de förnybara energikällorna som vanligtvis begränsas sist. Detta beror på att den förnybara energi- produktionen kräver hög ersättning för att kunna kompensera för certifikats- och elpriset. 3.9Aktuella policyutmaningar avseende elnätet är inte ensamt om de nätrelaterade problem som uppstår i och med en växande andel förnybara elproduktionen. Alla länder konfronteras med liknande utmaningar. De har dock längre erfaren- het av att utveckla en policy. Se även Tabell 3.9 för en kort översikt och bilaga 4 för en detaljerad diskussion. beskrivs i tabellen med orden Policy diskuteras vilket inkluderar förslagen i denna utredning. Tabell 3.9 Jämförelse av aktuella policyutmaningar avseende elnätet länge; det disku- länge, ny justering ändrats -> Är nu länge; det disku- införda, men upp- annat/tredje år Det är intressant att se att alla länder löpande anpassar och för- bättrar regelverket. Förändringar har huvudsakligen som mål att förbättra detta så att utvecklingen av förnybar elproduktion stimu- leras och de nationella målen nås. Detta görs huvudsakligen genom att reducera hinder, dvs. anslutningshinder och på så sätt skapa ett acceptabelt investeringsklimat. försöker man dock vanligt- vis genom policyutveckling att anpassa regelverket på ett sätt som möjliggör att de extra kostnaderna fördelas rättvist mellan samtliga kunder och att utvecklingen av förnybar energi inte medför excep- vinster för de tillkommande förnybara elproducenterna. är anslutningskostnaderna för havsbaserade vindkraftsparker en av de största utmaningarna när det gäller policyutvecklingen i de analyserade länderna. och har dock kommit relativt långt i detta avseende och har publicerat nya lagar och förordningar. 4 Överväganden och förslag Utredningens förslag: En elnätsinvesteringsfond skapas för att finansiera investeringar i elnätet för framtida produktion av för- nybar el. Berättigad att ansöka om fondmedel är den som planerar att till elnätet ansluta en elproduktionsanläggning som enligt lag (2003:113) om elcertifikat uppfyller förutsättningarna för att till- delas elcertifikat. Fonden ska kunna delfinansiera nätavgiften för anslutning för elproduktionsanläggningarna. Elproducenten ska själv stå för en del av nätavgiften för anslutning, utredningens förslag är att egen- finansieringen som utgångsläge ska vara per installerad megawatt. Nivån på egenfinansieringen bör anpassas efter behov. Fondens verksamhet finansieras via nätföretagen och fördelas efter deras respektive underliggande elkonsumtion hos slutkund baserat på föregående års konsumtion av elenergi. Nätföretagen har rätt att föra vidare avgiften på slutkunderna och den kom- mer därmed att momsbeläggas. och ska vara representerade i fondens särskilda beslutsorgan. Detta inrättas av regeringen som även tillsätter ledamöterna. Fonden placeras som ett särskilt beslutsorgan hos en värdmyndighet. Tänkbara värdmyndigheter är enligt utredningen tionen och . Instruktioner för fondens sär- skilda beslutsorgan ges i instruktionen för värdmyndigheten. Ett särskilt beslutsorgan är ansvarigt gentemot regeringen och inte i förhållande till värdmyndigheten. Utredningens bedömning: Det befintliga elnätet har kapacitet för en betydande ökning av produktionen. Utredningen har emellertid funnit att det finns behov av att lösa vissa flaskhalsar i elnätet för att underlätta en samhällsekonomisk utbyggnad av elnäten. Detta berör främst områden med goda förutsättningar för förnybar elproduktion där den initiala kostnaden för nätför- stärkning överstiger vad en enskild producent kan bära. 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. Förslaget om inrättandet av en fond för elnätsinvesteringar är i linje med införlivande av och rådets direk- tiv 2001/77/EG om främjande av el från förnybara energikällor på den inre marknaden för el. Artikel 7.1 i direktivet innehåller bestäm- melser för nätfrågor: Utan att det påverkar nätets tillförlitlighet och säkerhet skall medlemsstaterna vidta nödvändiga åtgärder för att säkerställa att de som ansvarar för drift av överföringsnät och distributionsnät inom deras territorium garanterar överföring och distribution av el från förnybara energikällor. Medlemsstaterna kan dessutom på olika sätt uppmuntra att det ges prioriterat tillträde till nätet för el producerat från förnybara energikällor. I Artikel 7.3 sägs följande: När så är lämpligt får medlemsstaterna kräva att de som ansvarar för drift av överföringsnät och distributionsnät delvis eller till fullo övertar de kostnader som avses i punkt 2TPF1FPT. 1TP PT Artikel 7.2: Medlemsstaterna skall inrätta ett rättsligt ramverk eller kräva att de som an- svarar för drift av överföringsnät och distributionsnät utarbetar och offentliggör standar- diserade regler om vem som skall stå för kostnaderna för sådana tekniska anpassningar, t.ex. nätanslutningar och nätförstärkningar, som behövs för att ansluta nya elproducenter som skall mata nätet med el producerad från förnybara energikällor. Dessa regler skall grunda sig på objektiva, klara och tydliga samt icke-diskriminerande kriterier, som skall ta särskild hän- syn till alla de kostnader och fördelar som sammanhänger med anslutningen av dessa pro- ducenter till nätet. Reglerna kan medge olika typer av anslutningar. Kostnader för viss elnätsförstärkning orsakad av tillkommande för- nybar elproduktion ska bäras kollektivt av elanvändarna genom en särskild fond. Fondens målsättning är att elnäten, dvs. den typ av elnät för vilka fonden kan ge medel, inte ska vara en begränsning för att introducera förnybar elproduktion enligt de nivåer som anges i elcertifikatssystemet. Fonden ska även ses som ett led i att skapa nätmässiga förutsättningar för att uppfylla det planeringsmål för vind- kraften som ställer upp. Fondens målsättning är att uppnå detta till så låga kostnader som möjligt, dvs. att varje krona som finansieras genom fonden ska resultera i en så stor mängd producerad förnybar el som möjligt. Fonden ska tillföras medel så att denna målsättning kan uppnås. Huvudsyftet med fonden är att underlätta för samhällsekonomiskt motiverade investeringar i elnätet så att nätkapaciteten inte skapar hinder för en omfattande utveckling och utbyggnad av den förny- bara elproduktionen. Fonden ska därför konstrueras så att den upp- fyller kravet på tillgång till kapital efter investeringsbehov som tilldelningsprocessen sker på ett sätt så att inte nödvändiga investeringar försenas. Det är viktigt att fonden samråder med Energi- marknadsinspektionen () som besitter kompetensen att bedöma huruvida en nätinvestering är att definiera som kundspecifik eller ej. I och med att inspektionen deltar i besluten om tilldelning av medel från fonden ska ett positivt besked i fondens särskilda besluts- organ om att delfinansiera en viss nätavgift för anslutning ses som ett bindande besked om att även nätavgiftens storlek är prövad och godkänd. Fonden blir inte en egen myndighet utan inrättas av regeringen som ett särskilt beslutsorgan hos en värdmyndighet. Utredningen ser och som tänkbara värdmyndigheter. Instruktioner för beslutsorganet ges i instruk- tionen för värdmyndigheten. Där anges att det ska finnas ett sådant beslutsorgan samt vilka uppgifter och vilket ansvar som ankommer på beslutsorganet. I instruktionen regleras också antal ledamöter. Ordföranden kan vara myndighetens chef om inte särskild kom- petens krävs p.g.a. frågornas art eller om det finns andra skäl som motiverar en extern ordförande. I denna fråga har utredningen ingen särskild inställning utan konstaterar att det ankommer på regeringen att göra den bedömningen. Det särskilda beslutsorganet är ansvarigt gentemot regeringen och inte i förhållande till värdmyndigheten. Ledamöterna tillsätts av regeringen. Utredningen anser att Energi- marknadsinspektionen och bör vara represen- terade. Däremot bör inte någon med ekonomiskt egenintresse vara representerad i beslutsorganet. Fondens storlek ska motsvara det prognostiserade investeringsbe- hovet med viss marginal. Fonden ska finansieras via av- gifter till nätföretagen i relation till mängden överförd el till slutkund. Avgiften tas ut med ett visst belopp per kWh konsumerad el hos slutkunden. Avgiften förs sedan vidare till fonden (jämför Elbered- skapsavgiften). Kostnaden för fondavgiften får belasta elanvändarna och kommer därmed att momsbeläggas. Fondavgiften definieras som en skatt eftersom nätkunderna, som betalar avgiften, inte direkt kan sägas få en motprestation som motsvarar avgiften. Detta även om det indirekt dock kan antas att samtliga kunder genom ett ratio- nellare elnät kommer att åtnjuta en större tillgång på förnybar el. Skatter beslutas av . Fondens särskilda beslutsorgan ska lämna underlag för beräkning av den årliga avgiftens storlek. Det sär- skilda beslutsorganet ansvarar för fondens förvaltning och beslutar om tilldelning av medel. Tillgångarna placeras på ett räntebärande konto i . Det är viktigt att fonden tillförs rätt mängd kapital så att nödvändiga investeringar kan finansieras utan att onödiga kostnader drabbar elanvändarna. Den administration som behövs inom fonden och för att inhämta information i syfte att ut- värdera ansökningarna ska finansieras genom anslag till värdmyndig- heten. Genom att avgiften definieras som skatt beslutas den av Riks- dagen och ska således skrivas in i den lag som reglerar fonden. Om det hade varit en regelrätt avgift så hade den kunnat beslutas av regeringen. krävs emellertid att avgiften beräknas på ett antal års sikt. Detta gör att kapitalbehovet måste beräknas med en viss marginal eftersom brist på kapital skulle riskera att skada fondens ändamål. Detta kräver i sin tur en aktiv förvaltning av kapitalet på ett annat sätt än vad som hade blivit fallet vid årliga behovsberäk- Utredningen har i sitt förslagTPF2FPT utgått från de investerings- planer som är kända i skrivande stund, med dagens politiska och eko- nomiska förutsättningar.