sou · H1B346 · 2013-06-14 00:00:00 — En högre teknisk potential har beräknats av (2010). Han utgår från att en stor del av tillgängliga tak- och fasadytor i det svenska byggnadsbeståndet utnyttjas, vilket skulle ge en maximal solkraftsproduktion på (givet en genomsnittlig verkningsgrad på för solcellerna). Mer än hälften av produktionen skulle ske i storstadsregionerna. En direkt jämförelse mellan (2010) och Widéns (2010) beräkningar är dock svårt att göra, bland annat på grund av brister i hur beräkningarna och gjorde antaganden är redovisade. Potentialen för småskalig vindkraft bedöms till . redogör dock för några faktorer som gör att denna potential inte kommer att kunna realiseras. Bland annat påpekas att det bara är i mycket bra vindlägen som den ekonomiska kalkylen blir någorlunda attraktiv och att det kan vara svårt att bygga vindkraftverk i tätbebyggda områden. Exempelvis, det minsta typverket som ingick i undersökningen har en årsproduktion på cirka 2 000 kWh vid normala vindförhållanden och upp till det dubbla vid goda vindförhållanden, men är fysiskt relativt stora med en rotor- diameter . Mindre verk kan bli aktuella, men dessa ger mindre produktion och sämre lönsamhet. Sammantaget kan den tekniska potentialen bedömas ligga kring (16+11). Den mer konservativa beräkningen av för solkraft på bedöms som mer realistisk under rådande förhållanden och tidshorisont. Elproduktionen kan delas in i baskraft (till exempel kärnkraft och vattenkraft), reglerkraft (till exempel vattenkraftverk, kraftvärme- verk och kol- och gaskraftverk) samt intermittenta kraftslag (exempelvis sol- och vindkraft). De intermittenta kraftslagen kan inte leverera el kontinuerligt och är svåra att prognostisera. Om mikroproduktion av sol- och vindkraft ingår i ett större energi- system, medför intermittensen ett kraftbortfall som måste ersättas med så kallade reglerkraft för att upprätthålla stabiliteten i systemet. Ett problem för en utbyggnad av intermittent kraft (t.ex. genom en utbyggnad av mikroproduktion) är att säkerställa att det finns tillräckligt med reglerkraft tillgänglig. I är det den storskaliga vattenkraften som används som huvudsaklig reglerkraft vid bortfall av intermittenta kraftkällor och andra variationer i eltillförseln. Detta utöver att svara för cirka halva baskraftsproduktionen. Vattenkraften är således den över- lägset bästa och billigaste reglerkällan i . Men enligt (2008) är den redan fullt utnyttjad som reglerkraft. Eventuella begränsningar i vattenkraftens regler- funktion innebär att annan reglerkraft måste in. Det alternativet utgörs framförallt av fossilbaserade gasturbiner som snabbt kan kopplas på. De är dock betydligt dyrare. Kärnkraft är mer komplicerad som reglerkälla samt dyrare än vattenkraft. Riktigt så långt går inte i sin bedömning av vattenkraftens kvarvarande reglerkapacitet (SVK, 2008). I sin rapport påpekar de att vattenkraftens reglerkapacitet redan utnyttjas i hög omfattning. Enligt kan kostnaden för framtida balanshållning och reglering uppgå till . En slutsats är att det kan komma att behövas cirka 5 300 MW utökning av reglerkraften för att klara intermittent kraft. Men handlar en utökad reglerkraft bland annat om att tekniskt anpassa kraftstationerna till en högre reglerförmåga, inte endast en regelrätt utbyggnad av fler vattenkraftsanläggningar. Men även en utökad reglerkraft kan innebära en rad implikationer för vattenkraften, som ökade flöden och stora variationer i vattenstånd som påverkar miljön. Utöver detta kan efterfrågan på nordisk vattenkraft som reglerkraft komma att öka från länder i . Det råder olika uppfattningar om hur mycket vindkraft som kan integreras i det svenska elsystemet. Vissa studier har visat att det är möjligt att integrera upp till intermittent kraft och balansera variationerna med vattenkraft. Medan andra, bland annat och , påpekar att möjligheten att utöka vattenkraftens regleringsmöjligheter är begränsade utan betydande investeringar. Enligt Kungliga () energiutskott så bör en utbyggnad av den svenska vindkraften utöver åtföljas av en utbyggnad av vattenkraften därför att: Det inte finns alternativ till vattenkraften som reglerkälla. Framtida mål om förnybar energi ska kunna uppnås. Reglering av en utbyggd intermittent kraft kommer att åtföljas av ryckig vattenkraftskörning med snabba vattenstånds- variationer och åtföljande påfrestningar på de lokala biotoperna i vattendragen, ökade påkänningar på turbinerna som i sin tur leder till ökade underhållskostnader. Deras slutsats är således att det bara är realistiskt att tro att det går att uppfylla en tredjedel av regeringens planeringsmål med vindkraftsel. Sammantaget kan slutsatsen dras att det råder djup oenighet mellan olika läger i reglerfrågan. Dagens reglerkraft räcker för att reglera mellan 0 och intermittent kraft enligt dessa studier. Syftet är inte här att fastställa den kvarvarande regler- förmågan utan snarare fastsälla ett rimligt scenario för en fortsatt analys. Tyvärr ger tidigare studier en dålig fingervisning om detta, varför vi i fortsättningen kommer att utgå från att dagens vattenkraft kan reglera . finns det intermittent kraft installerad i (sol- och vindkraft). Det innebär, enligt antagandet om reglerkapaciteten, att ytterligare kan installeras utan att framtvinga betydande investeringar. Sammanfattningsvis kan den intermittenta potentialen därmed bedömas till . Det så kallade Offrot-stödet, som fanns , resulterade i 110 nya solcellsanläggningar, med en total effekt på strax under 2,8 MW, från 254 till 3079 kW (jämför med Figur 11). Det motsvarar mer än en ökning med 11 gånger. Stödet omfattande , vilket innebär ett investeringsstöd på per nätansluten kW. Jämfört med den totala installerade effekten solkraft (både nätansluten och icke-nätansluten) motsvarar ökningen under Offrot-stödet nästan en fördubbling av effekten från solkraft. Notera att Offrot-stödet enbart gällde för installationer på offentliga byggnader, varför ett likartat beteende från hushåll kan vara svårt att bedöma. fanns det ett statligt investeringsstöd som hushåll kunde ansöka om för att täcka delar av investerings- kostnaderna för nätansluten installation av solceller. ökade den nätanslutna effekten från solceller med 5,7 MW, från 3,6 till 9,3 MW (jämför med Figur 11). Det motsvarar en ökning med strax . Stödet omfattade och . Totalt motsvarar det maximalt eller per installerad kW. Baserat på uppgifterna för investeringsstödet som gällde kan ett elasticitetsmått beräknas enligt följande ekvation: där E är förändringen i installerad effekt , I är förändringen i investeringskostnaden på grund av stödet, I är den initiala investeringskostnaden och E är den initialt installerad effekten. Elasticitetsmåttet indikerar den procentuella förändringen i installerad effekt som en konsekvens av en procentuell förändring i investeringskostnaden. Tabell 7 presenterar de ingående värdena som ligger till grund för beräkningen av elasticitetsmåttet. Den initiala investerings- kostnaden (I1) ligger på per kW eftersom beräkningarna gäller för där (2010) uppgifter bedöms relevanta. Stödet beräknades till per kW varför investerings- kostnaden minskar till per kW (I2) på grund av investeringsstödet. När stödperioden började låg den nätanslutna installerade effekten på 3,6 MW (E1) och efteråt på 9,3 MW (E2). Med hjälp av informationen i Tabell 7 kan elasticiteten beräknas till: Tolkningen av elasticitetsmåttet är att om kostnaden för att installera nätanslutna solceller minskar , kommer den installerade effekten att öka . Genom att utgå ifrån att hushållen kommer att reagera på ett motsvarande sätt vid andra stödformer som kan betraktas som en reducering av investerings- kostnaderna för solkraft, kan vi använda det beräknade elasticitets- måttet för att bedöma hur stor förändringen blir i den nätanslutna installerade effekten som en konsekvens av en skattereduktion. Som tidigare påpekat är en skattereduktion inte direkt detsamma som ett investeringsstöd men kan trots det betraktas som att det blir mer lönsamt att investera i solkraft. Med en skattereduktion på under en livslängd och en diskonteringsränta på blir den förväntande kostnadsminskningen . Med en initial investerings- kostnad på (1) motsvarar det en kostnadsminskning med och på (2) med . Med hjälp av elasticitetsmåttet kan vi därmed beräkna hur stor effekten av skattereduktion blir på den installerade nätanslutna effekten med dessa investeringskostnader. I det första fallet kommer den installerade effekten att öka (30*2,), vilket motsvarar en ökning från 9 270 till 15 110 kW (en ökning på 5 840 kW). I det andra fallet kommer den installerade effekten att öka (60*2,), vilket motsvarar en ökning från 9 270 till 20 950 kW (en ökning på 11 680 kW). Givet hamnar ökningen i elproduktion på mellan 5 256 och 10 512 MWh. Notera att elasticitetsmåttet mest troligt är en överskattning av effekten, eftersom den noterade ökningen i nätansluten solkraft inte uteslutanden kommer från hushåll eller företag som kan klassas som mikroproducenter enligt utredningens definition. Men gäller beräkningarna enbart för solkraft. Liknade beräkningar har inte kunnat ske för övriga energislag som kan komma att byggas ut som en konsekvens av en skattereduktion. Beräkningarna är därmed en underskattning. Sammantaget tar delar av över- och underskattningarna ut varandra men nettoeffekten är svårbedömd. Sammantaget kan därmed den ekonomiska potentialen för en ökad produktion av småskalig solkraft bedömas till mellan 5,3 och 10,5 GWh beroende på hur hög den initiala investeringskostnaden för solceller är. Det förefaller dock mer troligt att investerings- kostnaden för solceller kommer att ligga närmare 20 000 än , varför 10,5 GWh kommer att användas i kommande kapitel som underlag för den ekonomiska potentialen för småskalig solkraft. Liknande beräkningar för en ekonomisk potential för en ökad småskalig vindkraftsproduktion är svårt att ta fram. Mestadels på grund av otillräckligt data- underlag. Däremot bedöms det som mer sannolikt att den avgörande ökning av småskalig produktion kommer att ske med solceller via hushållssektorn. Av den anledningen kan ökningen av småskalig vindkraftsproduktion som en konsekvens av en skattereduktion antas rymmas i de beräknade 10,5 GWh. Beräkningar av marknadseffekterna av en ökad småskalig produktion på elmarknaden I avsnitt 2 presenterades en principiell bild av hur elmarknaden fungerar. I detta avsnitt utgår vi från samma modell för att analysera möjliga marknadseffekter av olika efterfrågeförändringar på el som uppstår på grund av olika grader av utbyggnaden av mikroproduktion. Den modell vi använder är tvådelad. Den första delen är den prissättande nordiska marknaden bestående av en nordisk utbudskurva (eller marginalkostnadskurva) samt en nordisk efterfrågekurva. Den prissättande modellen fastställer förändringen i marknadspriset som uppstår som en konsekvens av en utbyggd svensk mikroproduktion. Det vill säga, en svensk utbyggnad av mikroproduktion måste ställas i relation till hela den nordiska marknaden för att kunna fastställa ett relevant marknads- pris. Den andra delen av modellen utgår från enbart den svenska elproduktionen och det nya marknadspriset från prismodellen för att fastställa vilka kraftslag som är aktuella att köra med olika marknadspriser. Tabell 8 sammanfattar kostnadsdata för olika kraftslag baseras på Elforsks rapport från nya och framtida anläggningar, 2011 (Elforsk, 2011) och avser elproduktionskostnaden. Kostnadsdata för oljekraft är hämtat från Blesel m.fl. (2008). Kostnaderna är omräknade till prisnivå. Elproduktionen för de olika kraftslagen är hämtade från (2012) samt och (2012). Källa: Blesel m.fl. (2008); Elforsk (2011); (2012) och och (2012). I Figur 14 har informationen för den nordiska marknaden från Tabell 8 förts över. Figuren utgör referensfallet till vilket marknadsförändringarna som uppstår på grund av en utökad småskalig elproduktion jämförs mot. Referensfallet kalibreras så att modellens jämviktspris sammanfaller med det genomsnittliga spotpriset på för , vilket låg på per kWh. Givet dessa antaganden får vi ett referensfall som innebär en produktionsnivå på el på i . En linjär efterfrågefunktion antas i figuren. I Figur 14 har informationen för den svenska marknaden från Tabell 8 förts över. Referensfallet kalibreras så att modellens jämviktspris sammanfaller med det genomsnittliga spotpriset på för , vilket låg på per kWh. Givet dessa antaganden får vi ett referensfall som innebär en produktionsnivå på el på i . En linjär efter- frågefunktion antas i figuren. Givet referensfallen går det relativt enkelt att beräkna och illustrera effekterna av olika marknadsförändringar. I modellberäkningarna utgår vi ifrån att en ökad mikroproduktion av förnybar el innebär att efterfrågan på elmarknaden minskar. Hur mycket efterfrågan minskar med beror på hur mycket mikroproduktionen ökar. Analysen bygger på att alla andra faktorer som påverkar efterfrågan inte förändras. I kapitel 6 presenterades och analyserades tre olika potentialer för hur mycket småskalig elproduktion som kan komma att installeras. Marknadsanalysen nedan utgår från dessa potentialer. Det vill säga, de möjliga effekterna av tre efterfråge- förändringar kommer att analyseras: (a) utbyggnad enligt den tekniska potentialen; (b) utbyggnad baserad på intermittent- potential; samt (c) en utbyggnad baserat på den ekonomiska potentialen. En utbyggnad av mikroproduktionen kan även periodvist få konsekvenser på elmarknadens utbudsida. Utredningens förslag innebär dock att mikroproducenter måste förbruka minst lika mycket el som de matar ut på nätet under fastställd avräknings- period. Det innebär att eventuella marknadseffekter som kan uppstå på grund av ett ökat utbud enbart är kortsiktiga. Störst effekt på utbudssidan förväntas då solkraft är som mest effektiv som efterfrågan på el är som lägst. Analyserna kommer dock inte att inkluderar eventuella utbuds- effekter. Det bör även noteras att modellberäkningarna bygger på att de kraftslag som existerar på elmarknaden endast skiljer sig åt vad gäller de rörliga kostnaderna. I praktiken är dock bilden mycket mer komplicerad. Enligt diskussionen ovan finns det en teknisk potential på för mikroproduktion. (2010) tror inte att denna potential kommer att förverkligas inom en överskådlig framtid, speciellt inte för småskalig vindkraft. Men den tekniska potentialen kan likväl utgöra en viktig kompentent i analysen som ett extremvärde. Konsekvenserna av utredningens förslag på den installerade effekten kan inte överstiga den tekniska potentialen. SOU 2013:46 Bilaga 3 Marknadsförändringarna på den nordiska elmarknaden i Figur 15 utgår från att hela den tekniska potentialen på dras bort från referensfallets efterfrågan. Hur stor effekten på priset blir beror bland annat på priselasticiteten, dvs. hur känsliga konsumenterna är för prisförändringar. Efterfrågekurvan baseras på en kortsiktig priselasticitet på ε=-0,5 i referensfallets jämvikts- punkt. Med hjälp av den informationen kan vi beräkna pris- förändringen som uppstår på grund av den minskade efterfrågan med hjälp av följande uttryck: Där Q=-27 TWh, det vill säga förändringen i efterfrågan; Q=402 TWh och P=52 öre per kWh från referensfallet och P är den förändring vi söker. Prisförändringen blir därmed: 27 52 = 0,5 402 7 Det vill säga, om efterfrågan minskar med och om de nordiska elkonsumenterna har en efterfrågeelasticitet på -0,5, innebär det att priset kommer att minska med i förhållande till referensfallet. Som Figur 15 indikerar kommer den handlade kvantiteten på den nordiska elmarknaden att minska till med den resulterande prisminskningen på per kWh. Med rådande kostnadsstruktur innebär det att bioenergi, gaskondenskraft och stora delar av avfallskraft kommer att försvinna från marknaden, eftersom de kan finna kostnadstäckning. Den nordiska elmarknaden sätter priset även för den svenska elmarknaden. Vi kan därmed i större detalj studera vad som händer med den svenska elproduktionsmixen som en konsekvens av att marknadspriset minskar med per kWh. Figur 16 indikerar att om priset på elmarknaden minskar med per kWh, kommer den svenska elproduktionen att minska till . Gaskondenskraft, bioenergi och nästan all avfallskraft kommer att försvinna från marknaden. SOU 2013:46 Bilaga 3 Enligt diskussionen ovan finns det en intermittent potential på för mikroproduktion. Osäkerheten kring hur mycket reglerförmåga som finns outnyttjat i vattenkraften är stor. Studier pekar på mycket spridda resultat. Denna osäkerhet återspeglas i bedömningen av marknadseffekten om den intermittenta potentialen fullt ut realiseras. Marknadsförändringarna på den nordiska Figur 17 utgår från att hela den intermittenta dras bort från referensfallets efterfrågan. Som tidigare beror marknadseffekten på priselasticiteten. Samma kortsiktiga priselasticitet på ε=-0,5 används i detta fall. Prisförändringen som uppstår på grund av den minskade efterfrågan blir därmed: Där Q=-13 TWh, dvs. förändringen i efterfrågan; Q=402 TWh och P=52 öre per kWh från referensfallet och P är den förändring vi söker. Om efterfrågan minskar med och om de nordiska elkonsumenterna har en efterfrågeelasticitet på -0,5, innebär det att priset kommer att minska med i förhållande till referens- fallet. Som Figur 17 indikerar kommer den handlade kvantiteten på den nordiska elmarknaden att minska till ungefär samma nivå som när den tekniska potentialen förverkligas (). Men prisminskningen blir mindre i stället för per kWh. Med rådande kostnadsstruktur innebär det att bioenergi, gas- kondenskraft och delar av avfallskraft kommer att försvinna från marknaden, eftersom de kan finna kostnadstäckning. Den nordiska elmarknaden sätter priset även för den svenska elmarknaden. Vi kan därmed i större detalj studera vad som händer med den svenska elproduktionsmixen som en konsekvens av att marknadspriset minskar med per kWh. Figur 18 indikerar att om priset på elmarknaden minskar med per kWh, kommer den svenska elproduktionen att minska till . Gaskondenskraft och bioenergi kommer att försvinna från marknaden men en betydande del av och avfallskraften kommer att vara kvar. Den ekonomiska potentialen har beräknats från det faktiska investeringsbeteendet som hushåll och företag uppvisade som rådde . Baserat på dessa observationer beräknades att den ekonomiska potentialen är 10,5 GWh. Den ekonomiska potentialen ligger kraftigt under både den tekniska och den intermittenta potentialen, men bedöms ändå var den mest realistiska utvecklingen av hur utbyggnaden av mikroproduktion kommer att fortsätta med en skattereduktion. På samma sätt som tidigare utgår vi från att hela potentialen (10,5 GWh) förverkligas och att den dras bort från referensfallets efterfrågan. Priseffekten med en kortsiktig priselasticitet på ε=-0,5 bli därmed: Där Q=-0,, det vill säga förändringen i efterfrågan; Q=402 TWh och P=52 öre per kWh från referensfallet och P är den förändring vi söker. Om efterfrågan minskar med 10,5 GWh och om de nordiska elkonsumenterna har en efterfrågeelasticitet på -0,5, innebär det att priset i stor sett inte kommer att förändras i förhållande till referensfallet. En helt realiserad ekonomisk potential kommer därmed inte att ha resultera i några signifikanta marknadseffekter. Sammanfattningsvis har det främsta syftet med detta kapitel varit att på ett enkelt sätt illustrera och analysera effekter på elmarknaden av olika efterfrågeförändringar. Ett grundläggande antagande i analysen har varit att marknaden fungerar och att marknadspriset och kvantitet bestäms av utbud (marginal- kostnaden) och efterfrågan (konsumenternas betalningsvilja). Även om tidigare diskussioner (se kapitel 4) inte explicit visar på förekomsten av marknadsmakt kan det inte uteslutas att detta är ett reellt problem på elmarknaden. Om elbolagen är få och dessutom äger såväl vattenkraft som kärnkraft, kan de ha ett incitament att begränsa produktionen av dessa kraftslag för att på så sätt förskjuta utbudskurvan så att det prissättande kraftslaget förblir detsamma som i referensfallet trots en minskad efterfrågan. Med ett lägre markandspris blir billigare teknologier pris- sättande, vilket också kan få effekter på exempelvis utsläppsnivåer. Man kan också få statsfinansiella effekter genom att skattebasen minskar. Även i de fall en förändring i mängden bioenergi uppstår kommer elcertifikatmarknaden att påverkas. Detta eftersom färre anläggningar tilldelas elcertifikat, som därmed sätter en prispress uppåt på elcertifikaten, givet en kvotplikt. S. och L. . (2006). Why has the Nordic Electricity Market Worked so Well? Utilities Policy, 14:148-157. , B. och. (1995). Market Structure and the Price of Electricity: An Ex of the Deregulated Swedish Electricity Market. , 16(2): 97-109. , C. och , M. (2003). Spatial and temporal distributions of U.S. winds and wind power at 80 m derived from measurements. Blesel, M., S. Wissel och O. Mayer-Spohn. (2008). Private Costs for Electricity and Heat Generation. IEA and CASES – Cost Assessment for Sustainable Energy Markets. Project No 518294 SES6, Deliverable No D4.1. (2007). Renewable Electricity and the : of Variability. , R. och P. . (2012). Elmarknaden och elprisets utveckling före och efter avregleringen: ekonometriska analyser. , 2012:14, , (), . Bärring, M., J-O. , P-A. , H. och F. . (2000). El från nya anläggningar: Jämförelse mellan olika tekniker för elgenerering med avseende på kostnader och utvecklingstendenser. Elforsk, rapport nr 00:01. , B., S. Mandell, och A. . (2005). Svensk klimatpolitik under nationellt utsläppsmål respektive avräkningsmål. ER 2005:29, , . , N. och R. (2005). Den nya elmarknaden. Framgång eller misslyckande? (2011). El från nya och framtida anläggningar 201. Elforsk, rapport 2011:26. , (2010). Nettodebitering: Förslag till nya regler för elanvändning med egen elproduktion. , EI R2010:23. (2008). Vattenkraften och energisystemet. (2009). Styrmedel för havsbaserad vindkraft. (2010). (2012a). (2012b). (2008). Emissions Pricing, Spillovers, and in . Energy Economics, 30:487-502. , S-O. och T. P. Tangerås. (2011). Investeringar på elmarknaden – fyra förslag för förbättrad funktion. Rapport till Expertgruppen för miljöstudier 2011:5, , . Giebel, G. (2005). power has a capacity credit: A catalogue of 50+ supporting studies. Greaker, M. och K. . (2005). Climate Policy as Industrial Policy: A New Double Dividend? Uppsats presenterad vid 7th Nordic Environmental Social Science () Conference, , . , J., C. och E. . (2003). The of the – Was it Worthwhile? 139(2):324-347. Holttinen, H. (2004). The impact of large scale wind power production on the Nordic electricity system. PhD thesis, VTT, , . Holttinen, H. och R. Hirvonen. (2005). system requirements for wind power. (200). National survey report of PV power applications in . Technical report, IEA-PVPS. IEA (2010). IEA Report 2009. Technical report, IEA . (2011). National Survey Report of PV power applications in . Jaffe, A., R. och R. Stavins. (2003). Technological Change and the Environment. In: K-G. Mäler, och J. R. (Eds. ), Handbook of Environmental Economics, Vol. 1, , . Kolev, A., och A. Riess. (2007). Environmental and Technology Externalities: Policy and Investment Implications. In: , An Efficient, Sustainable and Secure Supply of Energy for Europe. Meeting the Challenge. EIB Papers, 12(2):135- 162. (2012). Miljö ekonomi och politik 2012. , J., P. Morthorst och N-E. (2007). Experiences, Potential and for Development. Risö National Laboratory, . , R., och D. (1999). Underinvestment: and . Science, 285:690-692. , G. och P. . (2006). Medvind i uppförsbacke! En studie av den svenska vindkraftspolitiken, Rapport till Bilaga 3 SOU 2013:46 Expertgruppen för miljöstudier 2007:1, , . Milborrow, D. (2007). power on the grid. In Renewable Electricity and the : of Variability. Otani, K., J. Minowa och K. Kurokawa. (1997). Study on areal solar irradiance for analyzing a really-totalized PV systems.