Bilaga 1 
 Kommittédirektiv 
  
 Fjärrvärme på värmemarknaden 
  
 Dir. 
  
 (N 2003:03) 
  
 2002:160 
  
 Beslut vid regeringssammanträde den 12 december 2002. 
 Sammanfattning av uppdraget 
 En utredare tillkallas med uppdrag att 
  
 – 
  
 belysa fjärrvärmens konkurrenssituation på värmemarknaderna, 
  
 – 
  
 föreslå åtgärder för att bättre skydda konsumenten mot oskälig prissättning på fjärrvärme, 
  
 – 
  
 analysera om det är lämpligt att införa tredjepartstillträde på fjärrvärmemarknaden och, om det bedöms lämpligt, föreslå regler för detta, 
  
 – 
  
 analysera de samhälls- och företagsekonomiska konsekvenserna samt miljökonsekvenserna av tredjepartstillträde, 
  
 – 
  
 bedöma vilka tekniska och andra begränsningar som finns för tredjepartstillträde till fjärrvärmenäten, och 
  
 – 
  
 genomföra den kompletterande analys på el- och värmeområdet som riksdagen tillkännagivit när det gäller åtskillnad mellan nätverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet på elmark- naden såvitt avser avgränsningen till fjärrvärmeverksamhet (bet.2001/02:NU9,rskr.2001/02:180) och om det behövs före- slå reglering eller andra åtgärder. 
  
 Uppdraget skall delredovisas senast den 30 juni 2003 och vara avslutat senast den 30 juni 2004. Utredaren skall i delredovisningen genomföra den kompletterande analys som riksdagen tillkännagivit avseende åtskillnad mellan elverksamhet och fjärrvärmeverksamhet (bet. 2001/02:NU9, rskr. 2001/02:180). 
 305 
  
 Bilaga 1 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bakgrund 
 Fjärrvärmen har en viktig roll i omställningen av energisystemet. Utbyggnaden av fjärrvärme har bidragit till ett kraftigt minskat oljeberoende, ett effektivare energiutnyttjande, en allt högre an- vändning av förnybara bränslen, en förbättrad tätortsmiljö och minskade utsläpp av koldioxid. Fjärrvärmeutbyggnad kan därutöver bidra till att minska användningen av elvärme och utgör samtidigt en viktig förutsättning för utbyggnad av kraftvärme. Fjärrvärmen medger vidare en större flexibilitet i valet av energikälla jämfört med individuell bränsleeldning. 
 Fjärrvärmeverksamhet består huvudsakligen av produktion och distribution av hetvatten i ett rörledningssystem för kollektiv upp- värmning av byggnader. Fjärrvärme står idag för ca 43 % av den totala uppvärmningen av bostäder och lokaler. Utbyggnaden av fjärrvärme har till största delen bedrivits i kommunal regi. I samband med avregleringen av elmarknaden 1996 infördes en bestämmelse för kommunala företag som bedriver produktion och handel med el. Bestämmelsen innebär att ett sådant företag skall bedriva verksamheten på affärsmässig grund i stället för med iakttagande av de kommunala självkostnads- och likställighetsprin- ciperna. Syftet med bestämmelsen är att de kommunala elföretagen skall verka under samma förutsättningar som de privata elföreta- gen. Samtidigt infördes en motsvarande bestämmelse för kommu- nala företag som bedriver distribution av fjärrvärme. Syftet med den bestämmelsen är att upprätthålla konkurrensneutraliteten mellan energislagen, dvs. el och fjärrvärme. Detta innebär att fjärr- värmesektorn för närvarande är i stort sett oreglerad. 
 Vad gäller distributionen av hetvatten utgör denna ett naturligt monopol. Statsmakterna har därför i ökad grad följt utvecklingen på fjärrvärmemarknaden sedan 1996 i syfte att uppmärksamma ett eventuellt behov av åtgärder. Uppföljningar visar att konsumenter- nas ställning är svag i förhållande till fjärrvärmeföretagen och att konkurrensen behöver stimuleras på värmemarknaden. Uppfölj- ningar visar även att betydande strukturförändringar har skett på fjärrvärmemarknaden sedan 1996. Det kommunala ägandet har minskat. Nationellt och internationellt verksamma integrerade energikoncerner står för en ökad andel av ägandet av fjärrvärme- företagen. Fjärrvärmeverksamhet bedrivs också i allt högre grad med ökade avkastningskrav av såväl privata som statliga och kom- munala ägare. En stor prisspridning mellan fjärrvärmeföretagen och 
 306 
 Bilaga 1 
 en ökad grad av prissättning efter alternativa uppvärmningsformer kan även konstateras. 
 Kommunala fjärrvärmeföretag 
 Sedan 1996 skall kommunala fjärrvärmeföretag bedrivas på affärs- mässig grund (7 kap. 2 § ellagen (1997:857)). I samband med Elbörsutredningens betänkande  
 Regler för handel med el  
 (SOU 1996:49) påpekade flera remissinstanser i sina yttranden att den kommunala lokaliseringsprincipen förhindrade effektiva värmeför- sörjningslösningar i områden nära kommunområdesgränser. Kommunallagens lokaliseringsprincip innebär att en kommun som bedriver värmeproduktion i princip endast får leverera värme inom den egna kommunen. Den 4 juni 1998 tillkallade regeringen en särskild utredare (dir. 1998:41) för att studera regelverket för handel med och distribution av naturgas och annan rörbunden energi. Utredaren fick i detta sammanhang i uppdrag att överväga om kommunala värmeföretag bör undantas från kommunallagens lokaliseringsprincip. Den 1 februari 1999 överlämnades delbetän- kandet  
 Effektiva värme- och miljölösningar  
 (SOU 1999:5). Utred- ningen föreslog att kommunal fjärrvärmeverksamhet även skulle få bedrivas i geografisk närhet till företagets fjärrvärmeverksamhet inom kommunen i syfte att uppnå en ändamålsenlig fjärrvärme- verksamhet. Regeringen bedömde i propositionen  
 Energimarknader i utveckling - bättre regler och tillsyn  
 (prop. 2001/02:56) att ett undantag från lokaliseringsprincipen bör genomföras på sikt, men först efter en ytterligare utredning av möjligheterna att införa pris- tillsyn av värmedistribution. Riksdagen delade regeringens bedöm- ning när det gäller lokaliseringsprincipen (bet. 2001/02:NU9). 
 Utredningar om konkurrensen för fjärrvärmen på värmemarknaderna 
 Den 17 december 1998 fick Energimyndigheten regeringens upp- drag att göra en förstudie i syfte att beskriva situationen på värmemarknaden ur ett användarperspektiv. Uppdraget redovisades den 26 oktober 1999 (dnr N1999/11368/ESB). Efter remiss- behandling fick Energimyndigheten i uppdrag av regeringen att i samråd med Konkurrensverket och Konsumentverket samt före- trädare för bransch- och konsumentorganisationer senast den 1 
 307 
  
 Bilaga 1 
  
 SOU 2005:33 
  
 oktober 2000 redovisa en översyn av fjärrvärmemarknaden och ett förslag till metod för att följa utvecklingen på denna (dnr N1999/11368/ESB). I uppdraget ingick att ta fram ett system för riktmärkesjämförelser (s.k. benchmarking) mellan fjärrvärmeföre- tagen. Energimyndigheten överlämnade den 16 oktober 2000 rapporten  
 Fjärrvärmen på värmemarknaderna  
  
 –Rapport 
  
  över upp- drag att följa utvecklingen på fjärrvärmemarknaden  
 till regeringen (dnr N1999/11368/ESB). Rapporten innehöll förslag om utökad prisinformation, produktivitetsmätningar och nyckeltal. Den inne- höll också förslag om att utreda krav på särredovisning eller juri- disk separation av fjärrvärmeföretag, att utreda möjligheterna att införa tredjepartstillträde till fjärrvärmenäten samt att utreda möjligheterna för fjärrvärmekunderna att ta upp klagomål mot priser och andra leveransvillkor. Rapporten har remissbehandlats. 
 Regeringen bedömde i propositionen  
 Energimarknader i utveck- ling – bättre regler och tillsyn  
 (prop. 2001/02:56) att konkurrens- situationen, strukturförändringarna på fjärrvärmemarknaden och fjärrvärmens betydelsefulla roll i energiomställningen medför att en ökad pristransparens bör eftersträvas. För att tillgodose konsu- mentens intresse av låga fjärrvärmepriser bedömdes en ökad uppföljning av fjärrvärmepriserna vara motiverad. Även riksdagen bedömde att fri prissättning för fjärrvärme kombinerat med natur- liga monopol riskerar att leda till oskäliga prishöjningar (bet. 2001/02:NU9). Energimyndigheten har fått i uppdrag att följa och analysera utvecklingen på värmemarknaderna med avseende på priser, konkurrensförhållanden, bränsleslag och utsläpp av kol- dioxid och andra miljöfarliga utsläpp från olika typer av uppvärm- ning. I detta arbete ingår att ta fram relevanta nyckeltal för att följa fjärrvärmens utveckling i olika avseenden i syfte att få kunskap om produktionsförhållanden och sambandet mellan produktion och kostnader. En första årlig uppföljningsrapport,  
 Värme i Sverige 
 , redovisades till Näringsdepartementet den 20 december 2001 (dnr N2001/11486/ESB). 
 Åtskillnad mellan nätverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet i el- och fjärrvärmeföretag 
 Regeringen föreslog i propositionen  
 Energimarknader i utveckling – bättre regler och tillsyn  
 (prop. 2001/02:56) ett förbud mot gemen- sam verkställande direktör och gemensam styrelsemajoritet i 
 308 
 Bilaga 1 
 elhandels- eller elproduktionsföretag och elnätsföretag. Syftet med förslaget var att försvåra möjligheterna att övervältra kostnader mellan monopolverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet. Att förhindra s.k. korssubventionering är en viktig förutsättning för väl fungerande el- och värmemarknader. 
 Riksdagen avslog dock regeringens förslag i denna del (bet. 2001/02:NU9, rskr. 2001/02:180). Riksdagen menade att förslaget var behäftat med ett antal problem som kräver ytterligare bered- ning och överväganden. Riksdagen anmodade regeringen att göra en förnyad prövning av frågan och återkomma till riksdagen med ett nytt förslag. Särskilt bör frågan om kongruensen i regelverket för å ena sidan nätföretag och företag som bedriver produktion av och handel med el och å andra sidan fjärrvärmeföretag och elhan- delsföretag uppmärksammas. 
 Konkurrenssituationen på värmemarknaden 
 Utbyggnaden av fjärrvärme har lett till att denna uppvärmnings- form, där den är etablerad, har en dominerande ställning på värme- marknaderna. Distributionen av hetvatten utgör ett s.k. naturligt monopol. Detta innebär att det inte är möjligt att införa rimliga konkurrenslösningar i denna del. 
 Monopolprissättning är därför en risk. En stor prisspridning mellan fjärrvärmeföretagen och en ökad grad av prissättning efter vad alternativa uppvärmningsformer kostar kan även konstateras. Konkurrensen från andra uppvärmningsformer är ur fjärrvärme- kundens synvinkel begränsad. Värmemarknaden kännetecknas även av betydande trögheter. Kostnaderna för att byta uppvärmnings- system är det största hindret. Ett byte av uppvärmningssystem är ofta en betydande investering som kräver tillgång till kapital hos den enskilde konsumenten. Även de praktiska möjligheterna att byta uppvärmningssystem utgör ofta en begränsning för konverte- ring från fjärrvärme. Eftersom andra uppvärmningsformer inte direkt konkurrerar då fjärrvärmeanslutning skett är därmed fjärr- värmemarknaden i konkurrensrättsligt hänseende att betrakta som relevant marknad. En värmekonsument som tillgodoser sin upp- värmning med el eller andra bränslen har möjlighet att välja och byta leverantör på ett sätt om fjärrvärmekonsumenten saknar. En ökad utbyggnad av fjärrvärme i småhusområden medför även att de små värmekonsumenternas intressen behöver tillgodoses i större 
 309 
  
 Bilaga 1 
  
 SOU 2005:33 
  
 utsträckning. I övrigt bestäms konkurrensförhållandena mellan bränslena inom värmesektorn i hög grad av energibeskattningen. 
 Åtgärder för att förbättra konkurrensen på värmemarknaden 
 Konkurrensen inom värmesektorn bör stimuleras så att ökad effektivitet och lägre priser kan uppnås. För att uppnå en dynamisk konkurrens på värmemarknaden är det viktigt att motverka olika inträdesbarriärer. Ett sätt att öka konkurrensen på fjärrvärmemark- naden kan vara att låta spillvärmeleverantörer sälja värme direkt till konsumenten genom att få tillträde till nätet för själva distributio- nen, s.k. tredjepartstillträde. En sådan ordning torde kunna vara aktuell främst i de stora fjärrvärmesystemen. En potentiell leve- rantör av spillvärme har i dag i princip endast ett alternativ för nyttiggörande av spillvärme genom att leverera till nätet på villkor fastställda av nätägaren. Ett bättre utnyttjande av spillvärme inne- bär även hushållning med naturresurser och en effektivare energi- användning. I främst de stora fjärrvärmesystemen i landet skulle en sådan möjlighet kunna ge ett stimulerande konkurrenstryck på fjärrvärmeföretagen som då inte är den enda köparen av spillvär- men. Vidare kan en utbyggnad av fjärrvärmen mellan tätorter sti- muleras genom tredjepartstillträde, då nätet öppnas för den som kan erbjuda värme till lägre pris. Ett utökat värmeunderlag för kraftvärme kan även innebära en effektivare elproduktion. 
 Uppdraget 
 Konkurrensen för fjärrvärmen på värmemarknaderna och kommunala fjärrvärmeföretag 
 Utredaren skall belysa fjärrvärmens konkurrenssituation på värmemarknaderna och särskilt beakta effekterna av förändringarna i regelverket för kommunala fjärrvärmeföretag som genomfördes 1996. Utredaren skall även belysa de affärsmässiga riskerna med att bedriva fjärrvärmeverksamhet, exempelvis hur behovet av bränsle- flexibilitet påverkar värmepriserna. 
 310 
 Bilaga 1 
 Åtgärder mot oskälig fjärrvärmeprissättning 
 Utredaren skall föreslå åtgärder för att bättre skydda konsumenten mot oskälig fjärrvärmeprissättning. Utredaren skall analysera behovet av pristillsyn på fjärrvärmemarknaden och, om det bedöms nödvändigt, föreslå hur ett regelverk och en tillsynsmodell för fjärrvärmemarknaden lämpligen kan utformas. Utgångspunkten bör vara motsvarande regelverk för el- och gasmarknaderna. Olika system för tillsyn bör emellertid studeras såsom prisjämförelser, pristaks- och indexreglering samt inrättande av fjärrvärmekonsu- mentråd. Riktmärkesjämförelser av priserna för värmedistribution kan vara en sådan modell. För fjärrvärmen som är lokal till sin karaktär bör de lokala skillnaderna kunna tillgodoses genom en inriktning som bygger på prisjämförelser. Erfarenheterna från tillsynen av elnätsföretag bör även tillvaratas. I Sverige finns det ett  
 30-tal 
  energiföretag som driver såväl elnäts- som fjärrvärme- verksamhet, vilka tillsammans svarar för huvuddelen av el- och fjärrvärmeförsäljningen i landet. Detta medför att det kan finnas samordningsfördelar med likvärdiga regelverk för el- och värme- distribution. Konkurrenslagstiftningens roll att stävja oskälig fjärrvärmeprissättning bör även belysas. Utredaren skall också överväga om ett eventuellt regelverk bör omfatta även fjärrkyla- marknaden och fjärrånga. 
 Utredaren skall även studera behovet av och förutsättningarna för att inrätta en instans för klagomål mot priser och leverans- villkor för konsumenterna på fjärrvärmemarknaden samt införande av en förhandlingsordning vad gäller prissättningen av fjärrvärme, och i sådana fall lämna förslag på lämpliga åtgärder. Utredaren skall vidare analysera hur en ökad pristransparens på värmemarknaden skapar förutsättningar för konsumenten att bättre utvärdera sin situation. Utredaren skall i detta sammanhang beakta det arbete Energimyndigheten bedriver för att följa utvecklingen på värme- marknaden. Utredaren skall om så bedöms lämpligt lämna förslag om, i det fall att ett system för pristillsyn föreslås, att medge undantag från lokaliseringsprincipen vad gäller fjärrvärmeverksam- het i geografisk närhet till företagets fjärrvärmeverksamhet inom kommunen. 
 311 
  
 Bilaga 1 
  
 SOU 2005:33 
  
 Tredjepartstillträde 
 För att åstadkomma ökad konkurrens på värmemarknaderna skall utredaren analysera möjligheterna att åstadkomma ökad konkur- rens vad gäller utbudet. Ett sådant sätt som skall analyseras är möjligheterna för spillvärmeleverantörer att sälja värme direkt till konsumenten genom att få tillträde till nätet för själva distributionen, s.k. tredjepartstillträde. Utredaren skall i det sam- manhanget analysera effekterna av att fjärrvärmenäten integreras mellan närbelägna tätorter i fråga om möjligheterna att utnyttja spillvärmen och/eller öka värmeunderlaget för kostnadseffektiv kraftvärmeproduktion. I detta sammanhang skall en analys också göras av om den kommunala lokaliseringsprincipen innebär en begränsning för en sådan utveckling. 
 Utredaren skall undersöka de rättsliga förutsättningarna för ett tredjepartstillträde samt hur villkoren och administrationen för sådant tillträde till distributionen av hetvatten kan utformas. Utredaren skall vidare undersöka i vilken mån andra regelverk kan behöva ändras för att underlätta tredjepartstillträde. Utredaren skall därvid särskilt beakta behovet av ett enkelt regelverk som underlättar för nya aktörer. Vidare skall de samhälls- och före- tagsekonomiska konsekvenserna samt miljökonsekvenserna av tredjepartstillträde analyseras. Utredaren skall även bedöma de tekniska begränsningar för tredjepartstillträde som följer av fjärrvärmenätens tekniska utformning. Då den nuvarande beskatt- ningen av värmeproduktion beror på om den produceras inom industri, fjärrvärmeverk eller kraftvärmeverk skall energiskatte- systemets utformning också uppmärksammas vid analysen. Arbetet med ett program för långsiktiga avtal för en konkurrenskraftig energiintensiv industri skall även beaktas. Vidare skall arbetet inom EU med relevanta direktivförslag, såsom kommissionens förslag till direktiv om främjande av kraftvärme på grundval av efterfrågan på nyttiggjord värme på den inre marknaden för energi (KOM(2002) 415 slutlig), uppmärksammas och hänsyn tas till eventuella EG- rättsliga krav. Om utredaren finner att tredjepartstillträde bör genomföras skall ett förslag till regelverk om detta läggas fram. Utredaren skall i detta fall också föreslå nödvändiga ändringar i andra regelverk som kan behöva ändras för att underlätta tredje- partstillträde. Utredaren skall också undersöka om ytterligare åtgärder utöver tredjepartstillträde bör vidtas som kan bidra till att 
 312 
 Bilaga 1 
 öka konkurrensen på värmemarknaderna, och i sådant fall lämna förslag till sådana. 
 Åtskillnad mellan nätverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet i el- och fjärrvärmeföretag 
 Utredaren skall studera och överväga behovet av bestämmelser som reglerar åtskillnaden mellan nätverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet på elmarknaden och fjärrvärmeverksamhet. Eftersom fjärrvärmeföretag i dag ofta drivs inom integrerade energikoncerner där även såväl elhandel som elproduktion och nätverksamhet ingår, utgör korssubventionering mellan konkurrensutsatt och monopol- skyddad verksamhet en risk. I vissa fall drivs fjärrvärmeföretagen även i samma juridiska person som elproduktion och elhandel. I syfte att undvika korssubventionering och prisdiskriminering skall utredaren överväga behovet av skärpta regler och tillsyn av särredo- visning av fjärrvärmeverksamhet. Kongruensen mellan kraven på åtskillnad mellan å ena sidan elnätsverksamhet och elhandel och elproduktion och å andra sidan fjärvärmeverksamhet och elhandel och elproduktion skall beaktas. Vidare skall behovet av särskilda regler för kraftvärmeföretag analyseras. 
 Arbetets genomförande, tidsplan m.m. 
 Utredaren skall samråda med utredningen om en översyn av va- lagstiftningen (dir. 2002:46). 
 Om utredaren föreslår åtgärder som kräver finansiering skall förslag till sådan lämnas. Utredaren skall även göra en bedömning av vilken miljöpåverkan som förslagen får om de genomförs. Utredaren skall, när det gäller redovisning av förslagets konsekven- ser för små företag, samråda med Näringslivets nämnd för regel- granskning. 
 Uppdraget skall delredovisas senast den 30 juni 2003 och vara avslutat senast den 30 juni 2004. Utredaren skall i delredovisningen genomföra den kompletterande analys som riksdagen tillkännagivit avseende åtskillnad mellan elverksamhet och fjärrvärmeverksamhet (bet. 2001/02:NU9, rskr. 2001/02:180). 
 (Näringsdepartementet) 
 313 
  
 Bilaga 1 
  
 SOU 2005:33 
  
 Kommittédirektiv 
  
 Tilläggsdirektiv till utredningen om 
  
 Dir. 
  
 fjärrvärme på värmemarknaden (N2003:03) 
  
 2003:77 
  
 Beslut vid regeringssammanträde den 12 juni 2003. 
 Förlängd tid för delredovisning av uppdraget 
 Regeringen beslutar om förlängd tid för att delredovisa uppdraget. Uppdraget skall delredovisas senast den 31 oktober 2003. 
 Komplettering av uppdraget 
 Utredaren skall om det bedöms lämpligt föreslå regler för hur för- bikoppling av värmemätare i fjärrvärmesystem kan beivras. Denna del av uppdraget skall redovisas senast den 30 juni 2004. 
 Bakgrund 
 Förlängd tid 
 Med stöd av regeringens bemyndigande den 12 december 2002 har chefen för Näringsdepartementet tillkallat en särskild utredare med uppdrag att se över fjärrvärmens  
 konkurrens-situation 
  på värme- marknaderna (dir. 2002:160). Utredningen skall enligt direktiven delredovisa uppdraget senast den 30 juni 2003 och slutredovisa uppdraget senast den 30 juni 2004. Regeringen beslutade vidare den 13 februari 2003 att en utredning  
 Fortsatt utveckling av el- och naturgasmarknaderna  
 (dir. 2003:22) skulle tillsättas med uppdrag att göra en kompletterande analys av frågan om skärpning av kravet på åtskillnad mellan elnätsverksamhet och konkurrensutsatt verk- samhet. Utredaren skall i denna fråga samråda med utredningen Fjärrvärme på värmemarknaden (N2003:03). Av samordningsskäl 
 314 
 Bilaga 1 
 är det angeläget att denna del i uppdraget redovisas koordinerat i tid mellan de båda utredningarna. 
 Förbikoppling av värmemätare 
 Svenska Fjärrvärmeföreningen har i en skrivelse till Näringsdepar- tementet begärt komplettering av gällande lagstiftning för att kunna beivra förbikoppling av värmemätare. Föreningen hänvisar dels till en dom i tingsrätt där tingsrätten ogillade ett åtal för egenmäktigt förfarande avseende en förbikoppling av värmemätare, dels till att det är straffbart att förbikoppla motsvarande mätut- rustning såsom vattenmätare och gasmätare liksom att olovligen avleda elektrisk kraft. Eftersom fjärrvärmen blivit en allt vanligare uppvärmningsform till följd av en kraftig utbyggnad under de senaste decennierna och utbyggnaden i dag i större utsträckning sker i  
 småhus-bebyggelsen 
  har antalet mätpunkter i fjärrvärme- systemen ökat betydligt. Det är därför angeläget att närmare utreda behovet av och sättet att kriminalisera förbikoppling av värme- mätare i fjärrvärmesystem. 
 (Näringsdepartementet) 
 315 
  
 Bilaga 1 
  
 SOU 2005:33 
  
 Kommittédirektiv 
  
 Tilläggsdirektiv till Fjärrvärmeutredningen 
  
 Dir. 
  
 (N2003:03) 
  
 2003:102 
  
 Beslut vid regeringssammanträde den 11 september 2003. 
 Sammanfattning av tilläggsuppdraget 
 Utredaren skall utvärdera behovet av koncessionsplikt för att bygga och använda rörledningar som utnyttjas för transport av fjärrvärme. Om utredaren bedömer att förändringar av regelverket på området behöver göras, skall förslag till ändamålsenlig reglering lämnas. Tilläggsuppdraget skall redovisas senast den 30 september 2004. 
 Tilläggsuppdraget 
 Utredaren skall utvärdera behovet av koncessionsplikt för att bygga och använda rörledningar som utnyttjas för transport av fjärrvärme. Utredaren skall även belysa förhållandena avseende koncessionsplikt för andra konkurrerande ledningsbundna energiformer, såsom el och naturgas, och vilken eventuell påverkan en sådan har på konkurrenssituationen. Om utredaren finner att rörledningar för fjärrvärme även fortsättningsvis skall vara underkastade koncessionsplikt, skall en redovisning av motiven för detta lämnas. Dessutom skall utredaren bedöma om koncessionsplikt skall gälla för alla typer av rörledningar för fjärrvärme och, om så inte bedöms vara lämpligt, lämna förslag till hur en ändamålsenlig avgränsning mellan koncessionspliktiga respektive  
 icke-koncessionspliktiga 
  rörledningar skall vara utformad i lagstiftningen. Utredaren skall analysera motiven för den i dag tillämpade ordningen, att även befintliga rörledningar underkastas koncessionsplikt när en planerad tillbyggnad innebär 
 316 
 Bilaga 1 
 att den sammanlagda ledningslängden överstiger 20 km. Om utredaren bedömer att förändringar av regelverket på området behöver göras, skall förslag till ändamålsenlig reglering lämnas. Tilläggsuppdraget skall redovisas senast den 30 september 2004. 
 Utredaren skall samråda med utredningen om fortsatt utveckling av el- och naturgasmarknaderna (N2003:04) samt med utredningen om översyn av  
 va-lagstiftningen 
  m.m. (M2002:02). 
 Bakgrund 
 Fjärrvärmeutredningen 
 Med stöd av regeringens bemyndigande den 12 december 2002 har chefen för Näringsdepartementet tillkallat en särskild utredare med uppdrag att se över fjärrvärmens konkurrenssituation på värmemarknaderna (dir. 2002:160). Regeringen beslutade den 12 juni 2003 i tilläggsdirektiv till utredningen om komplettering av uppdraget när det gäller regler för hur förbikoppling av värmemätare i fjärrvärmesystem kan beivras (dir. 2003:77) och förlängd tid för att delredovisa uppdraget. Utredaren skall enligt tilläggsdirektivet delredovisa uppdraget senast den 31 oktober 2003 och slutredovisa uppdraget senast den 30 juni 2004. Med anledning av det nu aktuella tilläggsuppdraget bör emellertid slutredovisningen av uppdraget utsträckas till den 30 september 2004. 
 I det ursprungliga utredningsuppdraget ingick att undersöka de rättsliga förutsättningarna för tredjepartstillträde och att föreslå ett regelverk som underlättar för nya aktörer. Uppdraget bör även innefatta en översyn och utvärdering av nuvarande regler om koncession och, om det behövs, förslag till förändrat regelverk på området. 
 Koncessionsplikt för fjärrvärmeledningar 
 I 1 § lagen (1978:160) om vissa rörledningar (rörledningslagen) finns bestämmelser om krav på koncession för att bygga och använda rörledningar som utnyttjas för transport av bl.a. fjärrvärme. 
 Enligt bestämmelsen är bl. a. rörledningar som understiger 20 km eller som huvudsakligen skall användas för att tillgodose 
 317 
 Bilaga 1 SOU 2005:33 
 enskilda hushålls behov undantagna från koncessionsplikt. Vid tillbyggnad skall, enligt förarbetena (prop. 1977/78:86, sid. 85), koncession sökas om den planerade tillbyggnaden tillsammans med ledningen i övrigt har en längd som överstiger 20 km. Koncession skall i detta fall sökas för driften av den äldre delen av ledningen respektive för byggande och drift av den nya delen. Därutöver är rörledningar som uteslutande skall utnyttjas inom hamn- och industriområde undantagna. Regeringen får också i enskilda fall medge undantag från koncessionsplikten. 
 Rörledningslagen gjordes tillämplig på fjärrvärmeledningar genom ett tillägg till 1 §, i samband med vissa planer på att överföra större mängder uppvärmt spillvatten från kärnkraftverken (se lagen (1981:597) om ändring i lagen (1978:160) om vissa rörledningar, prop. 1980/81:90 bil. 1, NU 60, rskr. 381). Något krav på att söka koncession vid anläggande av vatten- och avloppsanläggningar i övrigt föreligger inte. 
 Av förarbetena (prop. 1980/81:90 bil. 1:13) framgår att undantagen från kraven på koncession för kortare ledningar och hushållsförbrukning tog sikte på hetvattenledningar för rent lokala behov, ofta i kommunal regi, som inte bedömdes ha sådan betydelse ur allmän synpunkt att de borde vara underkastade koncessionsplikt. I övrigt motiverades koncessionsplikten för längre överföringsledningar av samhällets behov av att kunna göra en samlad bedömning av de skilda intressen som kan göra sig gällande i fråga om natur- och miljövård samt gällande planbestämmelser. 
 Fjärrvärmen har på senare år blivit en allt vanligare uppvärmningsform och de befintliga fjärrvärmenäten byggs ut och kopplas samman med varandra i snabb takt. Detta är en utveckling som stämmer väl överens med de energipolitiska intentionerna. Naturgas kan vara ett alternativ och utgör i de områden där den är utbyggd en konkurrerande energiform till fjärrvärme. Vad gäller naturgas krävs för närvarande koncession endast för högtrycksledningar. Utredningen om fortsatt utveckling av el- och naturgasmarknaderna (N2003:04) skall enligt sina utredningsdirektiv (dir 2002:22) bl.a. närmare utreda behovet av koncession för distributionsledningar. Möjligheten att välja alternativa energislag och uppvärmningsformer är avgörande för att energimarknaderna skall kunna utvecklas positivt. Trots den snabba utbyggnadstakten av fjärrvärmen har regeringen endast beviljat koncession i ett fall sedan koncession för 
 318 
 Bilaga 1 
 fjärrvärmeledningar infördes på  
 1980-talet. 
  Innan det beslutet fattades prövades frågan om den aktuella ledningen var koncessionspliktig av regeringen. De nuvarande bestämmelserna om koncession för fjärrvärmeledningar framstår som otidsenliga och har visat sig medföra vissa tillämpningsproblem. Det faktum att det råder osäkerhet om när byggande av fjärrvärmeledningar kräver koncession och att koncessionsplikt i vissa fall även drabbar befintliga ledningar, främjar inte en effektiv utbyggnad av landets fjärrvärmenät. 
 (Näringsdepartementet) 
 319 
  
 Bilaga 1 
  
 SOU 2005:33 
  
 Kommittédirektiv 
  
 Tilläggsdirektiv till Fjärrvärmeutredningen 
  
 Dir. 
  
 (N2003:03) 
  
 2003:138 
  
 Beslut vid regeringssammanträde den 30 oktober 2003. 
 Förlängd tid för delredovisning av uppdraget 
 Regeringen beslutar om förlängd tid för att delredovisa uppdraget. Uppdraget skall delredovisas senast den 1 december 2003. 
 Bakgrund 
 Med stöd av regeringens bemyndigande den 12 december 2002 har chefen för Näringsdepartementet tillkallat en särskild utredare med uppdrag att se över fjärrvärmens konkurrenssituation på värme- marknaderna (dir. 2002:160). Utredaren skall enligt tilläggsdirektiv (2003:77) delredovisa uppdraget när det gäller den kompletterande analys som riksdagen tillkännagivit avseende åtskillnad mellan elverksamhet och fjärrvärmeverksamhet (bet. 2001/02:NU9, rskr. 2001/02:180) senast den 31 oktober 2003. 
 Fjärrvärmeutredningen (N2003:03) skall samråda med utred- ningen om fortsatt utveckling av el- och naturgasmarknaderna (N2003:04) i frågan om åtskillnaden mellan elverksamhet och fjärrvärmeverksamhet. Utredningen om fortsatt utveckling av el- och naturgasmarknaderna har i en skrivelse den 14 oktober 2003 begärt förlängd tid för att delredovisa uppdraget till den 1 december 2003. Skälet är främst att Europeiska kommissionen har kallat medlemsstaterna till möten om tolkningen av el- och naturgasmarknadsdirektiven som antogs den 26 juni 2003. Möte- na äger rum den 21 oktober respektive den 13 november 2003. Det är angeläget att utredningen om fortsatt utveckling av el- och naturgasmarknaderna ges möjlighet att beakta vad som framkommer i samband med dessa möten. Även Fjärrvärme- 
 320 
 Bilaga 1 
 utredningens tid för att delredovisa uppdraget bör därför utsträckas till den 1 december 2003. 
 (Näringsdepartementet) 
 321 
  
 Bilaga 1 
  
 SOU 2005:33 
  
 Kommittédirektiv 
  
 Tilläggsdirektiv till Fjärrvärmeutredningen 
  
 Dir. 
  
 (N 2003:03) 
  
 2004:58 
  
 Beslut vid regeringssammanträde den 6 maj 2004. 
 Sammanfattning av tilläggsuppdraget 
 Utredaren skall lämna förslag till hur Europaparlamentets och rådets direktiv 2004/8/EG om främjande av kraftvärme på grundval av efterfrågan på nyttiggjord värme på den inre marknaden för energi och om ändring av direktiv 92/42/EEG skall genomföras i Sverige. Tilläggsuppdraget skall redovisas senast den 31 mars 2005. 
 Bakgrund 
 Fjärrvärmeutredningen 
 Med stöd av regeringens bemyndigande den 12 december 2002 har chefen för Näringsdepartementet tillkallat en särskild utredare med uppdrag att se över fjärrvärmens konkurrenssituation på värme- marknaderna (dir. 2002:160). Utredaren skall enligt tidigare till- läggsdirektiv (dir. 2003:102) redovisa uppdraget senast den 30 sep- tember 2004. 
 Europaparlamentets och rådets direktiv 2004/8/EG av den 11 febru- ari 2004 om främjande av kraftvärme 
 Europeiska kommissionen lämnade i juli 2002 ett förslag till Euro- paparlamentets och rådets direktiv om främjande av kraftvärme på grundval av efterfrågan på nyttiggjord värme på den inre markna- den för energi och om ändring av direktiv 92/42/EEG. Direktivet antogs slutligt av rådet och Europaparlamentet i februari 2004 och trädde i kraft den 21 februari 2004 (EUT nr L 52, 21.2.2004, s. 50– 
 322 
 Bilaga 1 
 60, Celex 32004L0008). Direktivet skall vara genomfört i medlems- staterna senast den 21 februari 2006. 
  
 EG-direktivet 
  2004/8/EG syftar till att främja en effektivare användning av primärenergi och att genom en ökad användning av kraftvärme minska överföringsförluster och utsläpp, framför allt av växthusgaser. En effektivare energianvändning genom kraftvärme kan även bidra till en förbättrad försörjningstrygghet avseende energi inom den Europeiska unionen. 
 Kraftvärme och kraftvärmen i Sverige 
 Kraftvärme innebär samtidig produktion av el och värme samt i en del fall även av processånga. Kraftvärme är både energi- och miljö- mässigt effektivt oavsett vilket bränsle som används och kan där- med på ett verkningsfullt sätt bidra till minskad miljöpåverkan. 
 I Sverige finns väl utbyggda fjärrvärmenät, vilka medger en för- hållandevis stor potential för kraftvärme. Den fortsatta expansio- nen av fjärrvärmenäten skapar ytterligare potential för ökad kraft- värmeproduktion. Under 2002 uppgick elproduktionen i landets kraftvärmeverk till cirka tre procent av Sveriges samlade elproduk- tion, vilket är en betydligt lägre andel än i flera av våra grannländer. Den 1 januari 2004 genomfördes förändringar i energibeskatt- ningen av kraftvärmen som syftar till att öka elproduktionen i de befintliga kraftvärmeverken och till att förbättra förutsättningarna för investeringar i ny kraftvärme. Statens energimyndighet har enligt regleringsbrevet för 2004 i uppdrag att redovisa utvecklingen på kraftvärmeområdet i syfte att följa upp de samlade effekterna på kraftvärmen av de nya reglerna för energibeskattning och intro- duktionen av elcertifikatssystemet. Uppdraget skall redovisas senast den 15 juni 2004. 
 Tilläggsuppdraget 
 Genomförande av Europaparlamentets och rådets direktiv 2004/8/EG av den 11 februari 2004 om främjande av kraftvärme i Sverige 
 Utredaren skall lämna förslag till hur Europaparlamentets och rådets direktiv 2004/8/EG om främjande av kraftvärme på grundval av efterfrågan på nyttiggjord värme på den inre marknaden för energi och om ändring av direktiv 92/42/EEG skall genomföras i 
 323 
  
 Bilaga 1 
  
 SOU 2005:33 
  
 Sverige. I uppdraget ingår att lämna förslag till de författningsänd- ringar som krävs för att genomföra artikel 5 i  
 EG-direktivet 
  (2004/8/EG) om ursprungsgaranti för el från högeffektiv kraft- värme. En utgångspunkt bör vara utformningen av lagen (2003:437) om ursprungsgarantier avseende förnybar el. 
 Utredaren skall även analysera den svenska potentialen för hög- effektiv kraftvärme enligt vad som föreskrivs i artikel 6 i  
 EG-direk- 
  tivet (2004/8/EG). I denna analys skall utredaren särskilt beakta effekterna av den förändrade energibeskattningen avseende kraft- värme som trädde i kraft den 1 januari 2004, införandet av elcertifi- katssystemet den 1 maj 2003, systemet för handel med utsläpps- rätter som avses träda i kraft den 1 januari 2005 samt den ekono- miska potentialen för ytterligare expansion av fjärrvärmenäten. Så långt möjligt skall potentialen för och eventuella behov av regelför- ändringar relateras till mikrokraftvärme och mekanisk direktdrift enligt direktivets artikel 3 a belysas. 
 Utredaren skall vidare lämna förslag om tillämpning av Bilaga III a i fråga om särskilda kriterier för att småskalig kraftvärme och mikrokraftvärme skall betraktas som högeffektiv. 
 Vidare skall utredaren utvärdera nuvarande lagstiftning och regelverk om tillståndsförfaranden enligt artikel 9 i EG- direktivet (2004/8/EG). Vid utvärderingen skall arbetet inom Miljöbalks- kommittén (M 1999:03) och  
 PBL-kommittén 
  (M 2002:05) samt motsvarande utvärdering enligt  
 EG-direktivet 
  2001/77/EG om främjande av el producerad från förnybara energikällor på den inre marknaden för el (EUT nr L 283, 27.10.2001, s. 33 - 40, Celex 32001L0077) uppmärksammas. Utredaren skall analysera eventu- ella fördelar och nackdelar med att tillämpa någon form av alterna- tiva kriterier för vad som kan redovisas som kraftvärme enligt arti- kel 12 i  
 EG-direktivet 
  (2004/8/EG). I detta sammanhang skall utredaren särkilt belysa den ökade komplexitet som följer för det fall att ursprungsgarantier eller statistik skulle baseras på andra kriterier och definitioner än dem som gäller vid energibeskattning av kraftvärme. Utredaren skall väga nyttan med alternativa kriterier mot nackdelarna med ökad komplexitet. 
 324 
 Bilaga 1 
 Arbetets genomförande, tidsplan m.m. 
 Utredaren skall samråda med  
 PBL-kommittén 
  (M 2002:05), Utred- ningen om fortsatt utveckling av el- och naturgasmarknaderna (N 2003:04) och Statens energimyndighet. I den del av uppdraget som rör förslag till de författningsändringar som krävs för att genom- föra vad som föreskrivs i artikel 5 i  
 EG-direktivet 
  om ursprungs- garanti för el från högeffektiv kraftvärme skall utredaren samråda med Affärsverket svenska kraftnät. Vidare skall utredaren beakta arbetet i den föreskrivande kommitté som skall inrättas enligt arti- kel 14 i  
 EG-direktivet 
  (2004/8/EG) och genomförandearbetet i övriga medlemsstater. Utredaren skall, när det gäller redovisning av förslagets konsekvenser för små företag, samråda med Närings- livets Regelnämnd. Om utredaren föreslår åtgärder som kräver finansiering skall förslag till sådan lämnas. 
 Det nu aktuella tilläggsuppdraget skall redovisas senast den 31 mars 2005 och övriga delar av uppdraget, i enlighet med vad som bestämts tidigare, senast den 30 september 2004. 
 (Näringsdepartementet) 
 325 
  
 Bilaga 1 
  
 SOU 2005:33 
  
 Kommittédirektiv 
  
 Tilläggsdirektiv till Fjärrvärmeutredningen 
  
 Dir. 
  
 (N 2003:03) 
  
 2004:130 
  
 Beslut vid regeringssammanträde den 23 september 2004. 
 Förlängd tid för huvuduppdraget 
 Regeringen beslutar om förlängd tid för huvuduppdraget. Huvud- uppdraget skall redovisas senast den 31 december 2004. 
 Bakgrund 
 Med stöd av regeringens bemyndigande den 12 december 2002 har chefen för Näringsdepartementet tillkallat en särskild utredare med uppdrag att se över fjärrvärmens konkurrenssituation på värme- marknaderna (dir. 2002:160). Utredaren skall enligt tilläggsdirektiv (dir. 2003:102) redovisa denna del av uppdraget senast den 30 sep- tember 2004. Den 6 maj 2004 beslutade regeringen om ytterligare ett tilläggsuppdrag (dir. 2004:58). Enligt tilläggsuppdraget skall utredaren lämna förslag till hur Europaparlamentets och rådets direktiv 2004/8/EG om främjande av kraftvärme på den inre mark- naden för energi och om ändring av direktiv 92/42/EEG skall genomföras i Sverige. Detta tilläggsuppdrag skall redovisas senast den 31 mars 2005. 
 Utredaren har i en skrivelse begärt förlängd tid med att redovisa huvuduppdraget. Utredaren anger att utredningsuppdraget har vid- gats genom de tilläggsuppdrag som har givits vilka medför vidgade frågeställningar och behov av ytterligare samråd med andra utred- ningar. Utredaren skall bl.a. samråda med El- och gasmarknads- utredningen (N2003:04) i frågan om att utvärdera behovet av kon- cessionsplikt för rörledningar som utnyttjas för transport av fjärr- värme. El- och gasmarknadsutredningen har beviljats förlängd redovisningstid bl.a. när det gäller frågan om att utreda behovet av 
 326 
 Bilaga 1 
 koncessionsplikt för distributionsledningar för naturgas till den 31 december 2004 (dir. 2004:104). 
 Då Fjärrvärmeutredningen enligt ett av sina tilläggsuppdrag skall redovisa förhållandena avseende koncessionsplikt för andra kon- kurrerande ledningsbundna energiformer, såsom el och naturgas, och vilken eventuell påverkan olika koncessionsregler för dessa energiformer kan ha på konkurrenssituationen dem emellan, finns skäl att samordna redovisningstidpunkten för de båda utredning- arna. Fjärrvärmeutredningens huvuduppdrag bör därför redovisas senast den 31 december 2004. Tilläggsuppdraget gällande förslag till hur Europaparlamentets och rådets direktiv 2004/8/EG om främjande av kraftvärme skall genomföras i Sverige skall, som tidi- gare bestämts, redovisas senast den 31 mars 2005. 
 (Näringsdepartementet) 
 327 
  
 Bilaga 1 
  
 SOU 2005:33 
  
 Kommittédirektiv 
  
 Tilläggsdirektiv till Fjärrvärmeutredningen 
  
 Dir. 
  
 (N 2003:03) 
  
 2005:41 
  
 Beslut vid regeringssammanträde den 7 april 2005 
 Sammanfattning av tilläggsuppdraget 
 Utredaren skall utreda och lämna förslag till lämplig reglering i syfte att säkra leveranser av värmeenergi till fjärrvärmekunder vid en obeståndssituation i ett fjärrvärmeföretag. Tilläggsuppdraget skall redovisas senast den 30 juni 2005. 
 Bakgrund 
 Fjärrvärmeutredningen (N 2003:03) 
 Med stöd av regeringens bemyndigande den 12 december 2002 har chefen för Näringsdepartementet tillkallat en särskild utredare med uppdrag att se över fjärrvärmens konkurrenssituation på värmemarknaderna (dir. 2002:160). Utredaren redovisade huvuduppdraget i betänkandet  
 Skäligt pris på fjärrvärme  
 (SOU 2004:136). 
 Den 6 maj 2004 beslutade regeringen om ett tilläggsuppdrag (dir. 2004:58). Enligt tilläggsuppdraget skall utredaren lämna förslag till hur Europaparlamentets och rådets direktiv 2004/8/EG om främjande av kraftvärme på den inre marknaden för energi och om ändring av direktiv 92/42/EEG skall genomföras i Sverige. Detta tilläggsuppdrag skall redovisas senast den 31 mars 2005. Utredaren kommer i samband med redovisningen av detta uppdrag även att lämna förslag till en samlad lagstiftning för de frågor som bl.a. avser förbättrat kundskydd för fjärrvärmekunder. 
 328 
 Bilaga 1 
 Konkurser i fjärrvärmeföretag 
 I december 2004 försattes tre fjärrvärmeföretag verksamma inom Vaxholms, Trosa och Vingåkers kommuner i konkurs. Konkursförvaltaren har uppgett att han kommer att stänga av fjärrvärmeleveranserna i de nämnda kommunerna om inte kunderna tecknar avtal med konkursboet till ett betydligt högre pris än det som gällde mellan kunden och konkursgäldenären. Detta aktualiserar frågan om behovet av skydd för fjärrvärmekunder mot att fjärrvärmeleveranserna upphör. 
 Vid konkurs skall en konkursförvaltare ta ställning till om konkursbolagets verksamhet skall drivas vidare i konkursboets regi för att senare säljas i sin helhet eller om verksamheten skall upphöra. Avgörande för ställningstagandet är vad som framstår som mest fördelaktigt för fordringsägarna. Väljer konkursförvaltaren att upphöra med verksamheten i ett fjärrvärmeföretags konkurs riskerar företagets kunder att bli utan värmeleveranser. 
 En kontinuerlig försörjning med värmeenergi för uppvärmning utgör en väsentlig nyttighet för såväl hushåll som annan verksamhet. Ett avbrott i värmeleveranserna kan orsaka betydande olägenheter för den enskilde och även innebära att vattenförsörjningssystem och annan utrustning i byggnaderna kan ta skada. I de flesta fall är även möjligheterna till alternativ värmeförsörjning starkt begränsade, särskilt på kort sikt. Fjärrvärmekunder befinner sig således i en utsatt ställning om en fjärrvärmedistributör av någon anledning upphör med att leverera värmeenergi. Genom ett reglerat kundskydd för fjärrvärmekunder i en obeståndssituation kan även förtroendet för fjärrvärmen som uppvärmningsform stärkas. 
 Inom ramen för utredarens uppdrag att lämna förslag till åtgärder för att bättre skydda fjärrvärmekonsumenten mot oskälig prissättning på fjärrvärme har utredaren föreslagit att en reglering av avbrottssituationer inom ett avtalsförhållande införs. Den föreslagna regleringen ger dock inget skydd vid en konkurssituation. Då det inom ramen för den tid som stått till förfogande för Fjärrvärmeutredningens uppdrag inte funnits utrymme för att mer än översiktligt låta utreda frågan om skydd mot att fjärrvärmeleveranserna upphör vid en konkurssituation, bör utredaren nu få ett tilläggsuppdrag att närmare utreda denna fråga. 
 329 
  
 Bilaga 1 
  
 SOU 2005:33 
  
 Tilläggsuppdraget 
 Utredaren skall utreda och lämna förslag till lämplig reglering i syfte att säkra leveranser av värmeenergi till fjärrvärmekunder vid en obeståndssituation i ett fjärrvärmeföretag. Utredaren skall närmare analysera alternativa former för ett sådant kundskydd, exempelvis leverantörens ställande av säkerhet, fondering av medel eller obligatoriska försäkringslösningar. Om utredaren föreslår åtgärder som kräver finansiering skall förslag till sådan lämnas. Tilläggsuppdraget skall redovisas senast den 30 juni 2005. 
 (Miljö- och samhällsbyggnadsdepartementet) 
 330 
 Bilaga 2 
 Tekniska förutsättningar för tredjepartstillträde i fjärrvärmenäten 
 En rapport av ÅF Energi  Miljö AB 
  
 1 
  
 Sammanfattning ...................................................... 
  
 334 
  
 2 
  
 Bakgrund ................................................................ 
  
 337 
  
 3 
  
 Fjärrvärmesystem i Sverige........................................ 
  
 338 
  
 3.1 
  
 Fjärrvärme – ett tekniskt system .......................................... 
  
 339 
  
 3.2 
  
 Produktionsanläggningar....................................................... 
  
 340 
  
 3.3 
  
 Distributionsnätet.................................................................. 
  
 342 
  
 3.4 
  
 Mätning................................................................................... 
  
 345 
  
 3.5 
  
 Statistik ................................................................................... 
  
 347 
  
 4 
  
 Begrepp och problemställning ................................... 
  
 350 
  
 4.1 
  
 Fjärrvärme .............................................................................. 
  
 351 
  
 4.2 
  
 Tekniska funktioner som bör vara uppfyllda ....................... 
  
 351 
  
 5 
  
 Tekniska förutsättningar för tredjepartstillträde ........... 
  
 353 
  
 5.1 
  
 Nätstruktur ............................................................................ 
  
 353 
  
 5.2 
  
 Bränsleförsörjning och produktionsanläggningar ............... 
  
 354 
  
 5.3 
  
 Driftoptimering...................................................................... 
  
 356 
  
 5.4 
  
 Reserveffekt............................................................................ 
  
 361 
  
 5.5 
  
 Balansansvar ........................................................................... 
  
 361 
  
 5.6 
  
 Uppdelning i nät och produktion ......................................... 
  
 362 
  
 6 
  
 Kraftvärmeverk – en driftsteknisk komplikation? .......... 
  
 364 
  
 331 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 6.1 
  
 Förutsättningar för utbyggnad av kraftvärme ...................... 
  
 368 
  
 7 
  
 Marknadspotential för flera aktörer ............................. 
  
 369 
  
 7.1 
  
 Potential för spillvärme.......................................................... 
  
 370 
  
 7.2 
  
 Potential för avfallsförbränning ............................................ 
  
 371 
  
 7.3 
  
 Övrig potential ....................................................................... 
  
 372 
  
 8 
  
 Dagens skattesystem................................................. 
  
 373 
  
 8.1 
  
 Skatt på värmeproduktion ..................................................... 
  
 373 
  
 9 
  
 Konkurrensutsättning av driften, ett alternativ till 
  
 tredjepartstillträde?................................................... 
  
 377 
  
 10 
  
 Tredjepartstillträde i andra länder .............................. 
  
 378 
  
 11 
  
 Strategiska frågeställningar att belysa......................... 
  
 379 
  
 12 
  
 Slutsatser ................................................................ 
  
 381 
  
 12.1 
  
 Alternativa inmatningspunkter i nätet.................................. 
  
 382 
  
 12.2 
  
 Möjlighet att mäta effekt- och energiförbrukning 
  
 kontinuerligt........................................................................... 
  
 383 
  
 12.3 
  
 Bör man skilja på nät och produktion?................................. 
  
 383 
  
 12.4 
  
 Balansansvar............................................................................ 
  
 384 
  
 12.5 
  
 Reservkapacitet måste upprätthållas ..................................... 
  
 385 
  
 12.6 
  
 Teknisk potential för fler aktörer.......................................... 
  
 385 
  
 12.7 
  
 Är det någon skillnad på stora och små nät? ........................ 
  
 386 
  
 12.8 
  
 Kan konkurrensutsättning av driften vara ett alternativ? ....388 
  
 12.9 
  
 Är nuvarande skattesystem en begränsning?........................ 
  
 388 
  
 12.10 Utgör kraftvärme en driftsteknisk komplikation?.............. 
  
 389 
  
 12.11 Finns tredjepartstillträde i grannländerna? .......................... 
  
 390 
  
 12.12 Övriga frågor ......................................................................... 
  
 390 
  
 13 
  
 Litteraturförteckning ................................................. 
  
 392 
  
 332 
 Bilaga 2 
  
 Appendix: Stockholms, Göteborgs och Östersunds 
  
 fjärrvärmenät ........................................................... 
  
 393 
  
 1 
  
 Stockholms fjärrvärmenät ................................................... 
  
 393 
  
 1.2 
  
 Distributionsnät............................................................. 
  
 393 
  
 1.3 
  
 Produktionsanläggningar .............................................. 
  
 395 
  
 1.4 
  
 Kraft- och värmeproduktion......................................... 
  
 397 
  
 2 
  
 Göteborg Energi AB ............................................................ 
  
 397 
  
 2.1 
  
 Allmänt........................................................................... 
  
 397 
  
 2.2 
  
 Distributionssystem ...................................................... 
  
 398 
  
 2.3 
  
 Kraftvärme- och värmeproduktionsanläggningar........ 
  
 400 
  
 2.4 
  
 Kraft- och värmeproduktion......................................... 
  
 402 
  
 3 
  
 Östersunds fjärrvärmenät.................................................... 
  
 403 
  
 3.1 
  
 Distributionsnät............................................................. 
  
 403 
  
 3.2 
  
 Produktionsanläggningar .............................................. 
  
 403 
  
 3.3 
  
 Fjärrvärmeproduktion ................................................... 
  
 404 
  
 333 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 1 Sammanfattning 
 ÅF har på uppdrag av Fjärrvärmeutredningen belyst de tekniska förutsättningarna för ett fullständigt tredjepartstillträde i fjärrvärme- näten. 
 Nedan sammanfattas kortfattat våra bedömningar kring de frågor som vi fått i uppdrag att besvara. 
 Tekniska förutsättningar för tredjepartstillträde i fjärrvärme- systemen 
 För att skapa förutsättningar för ett fungerande tredjepartstillträde behöver de flesta näten byggas ut med tvärförbindelser och krafti- gare rördimensioner, vilket leder till ökade kostnader för distribu- tionen. Tekniskt är det i de flesta fall möjligt. 
 Enligt vår bedömning bör de tekniska möjligheterna att mäta effekt och energi inte utgöra en begränsning för tredjepartstillträde i fjärrvärmesystemen. Tredjepartstillträde innebär att kostnaderna för mätning kommer att öka, särskilt om varje enskilt lägenhet i flerbostadshus skall ha egen mätning. 
 Bör man skilja på nät och produktion om tredjepartstillträde skall införas? 
 Vår bedömning är att det tekniskt är mindre lämpligt att skilja på driften av produktionsanläggningar och nät. I dag sker optimeringen av driften genom en nära samordning av produktionsanläggningar och pumpar för distribution. Den som skall sköta driften av näten måste bygga upp kompetens och ha kunskap om hur olika anläggningar kan kombineras för att en optimal drift skall kunna säkerställas samtidigt som denna kompetens även måste upprätthållas hos producenten. 
 Rent teknisk finns det dock inte några hinder för att separera nät och produktion, men vissa extrakostnader bedöms uppstå genom att kompetens generellt och speciellt systemkompetens måste dubbleras och upprätthållas av flera aktörer. 
 Talar andra faktorer än tekniska för att ett obegränsat tredje- partstillträde bör införas torde en konsekvens bli att nät och pro- duktion bör skiljas ägandemässigt från varandra och att nätet som utgör ett naturligt monopol vara kostnadsmässigt transparant. 
 334 
 Bilaga 2 
 Vem bör vara balansansvarig och svara för reservkapacitet? 
 Vår bedömning är att den aktör som har flest produktionsanlägg- ningar har de bästa förutsättningarna att sköta driften av nätet och även är mest lämpad att vara balansansvarig. Strikt tekniskt finns det dock inte något som hindrar andra lösningar. Införs ett obegränsat tredjepartstillträde är vår uppfattning att den oberoende nätoperatören skall ha det övergripande ansvaret för att balansen fungerar. 
 Olika aktörer i nätet kan åta sig att ha balanseffekt som kan be- ordras in vid behov. 
 Den som åtar sig att leverera värme till en kund måste antingen själv ha tillräckligt med effekt för att försörja sina kunder eller via avtal förvissa sig att det finns kapacitet för värmeleverans från annan leverantör. Genom nätens struktur har kundernas placering i relation till värmeleverantören betydelse för dess möjligheter att uppfylla sina åtaganden. Den mest lämpade att ta effektansvaret är den som förfogar över de anläggningar som är anpassade för ända- målet, det vill säga dagens reservkapacitet. I dag är det, det energi- bolag som driver fjärrvärmeverksamheten som förfogar över dessa anläggningar. 
 Är potentialen för industriell spillvärme och avfallsvärme till- räckligt stor för att motivera en öppning av näten? 
 Det finns en potential för ökade spillvärmeleveranser och ökad av- fallsförbränning. Potentialen för tillkommande värmeleveranser via expansion av distributionsnätet och anslutning av nya kunder mot- svarar i storleksordningen drygt 10 procent av dagens fjärrvärme- leveranser, vilket innebär  
 5–7 
  TWh. Enligt prognoser gjorda av Svensk Fjärrvärme kommer leveranserna att öka med 10 TWh de närmaste  
 6–7 
  åren i konkurrens med andra uppvärmningsalternativ. Det innebär cirka 20 procent av fjärrvärmemarknaden. Till det kommer att nya anläggningar kan konkurrera ut existerande på sikt. Med en fortsatt fjärrvärmeutbyggnad, och en ökad potential för såväl avfallseldning och spillvärme som ett intresse för bio- bränsleeldade anläggningar och fortsatt kraftvärmeutbyggnad, är det vår bedömning att den tekniska potentialen för ny värmepro- duktion är tillräcklig om förutsättningarna i övrigt är de rätta. 
 335 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 Finns det någon skillnad mellan stora och små nät? 
 Det finns inga tekniska hinder att samköra olika produktions- anläggningar i ett fjärrvärmenät oavsett storlek. Skillnader mellan stora och små nät är dels nätstrukturen, dels antalet produktions- anläggningar. I små nät är utrymmet för fler konkurrerande produ- center av hetvatten begränsat jämfört med stora nät. Små nät har oftast också en mer renodlad trädstruktur, medan större nät ibland har alternativa matningsvägar för sina värmeleveranser. Antalet alternativa driftsfall är större i stora nät än i små, vilket ger en större flexibilitet. 
 Kan konkurrensutsättning av driften i en fjärrvärmeanläggning vara ett alternativ till tredjepartstillträde? 
 I dag finns inga hinder för driftupphandling av energiproduktions- anläggningar. Om inte tanken är att en sådan upphandling skall vara tvingande, finns i dag inga tydliga incitament för att så kommer att ske. Av den anledningen kan inte en konkurrensutsättning av driften anses utgöra ett alternativ till tredjeparttillträde. 
 Är nuvarande skattesystem en begränsning för tredjeparts- tillträde? 
 Dagens skattesystem bidrar generellt sett till lägre rörliga kost- nader för spillvärme och avfallseldade anläggningar. I de fall dessa är aktuella som tredjepart i ett befintligt system gynnar dagens skattesystem tredjepartstillträde på marginalen. 
 Dagens värmeproduktion blir totalt sett hårdare beskattad om oljepannor för topplast och fossileldade kraftvärmeverk utgör pro- duktionsalternativen. 
 Utgör kraftvärme en driftsteknisk komplikation? 
 Kraftvärme utgör inte någon driftsteknisk komplikation för ett tredjepartstillträde. Däremot kan en situation med tredjeparts- tillträde få negativa konsekvenser för kraftvärmeproduktionen genom minskade drifttider för anläggningarna. 
 336 
 Bilaga 2 
 Finns det tredjepartstillträde i andra länder (lägre prioritet)? 
 Tredjepartstillträde enligt den definition som utreds här finns inte i grannländerna. I rapportens kapitel 11 har frågor som enligt vår bedömning bör analyseras i ett fördjupat arbete lyfts fram. Innan ett uttömmande svar kan ges beträffande de tekniska möjligheterna bör vissa av dessa frågor belysas. 
 2 Bakgrund 
 ÅF har på uppdrag av Fjärrvärmeutredningen (VÄRMUT) belyst de tekniska förutsättningarna för ett fullständigt tredjepartstillträde i fjärrvärmenäten. 
 Utredningen är en underlagsrapport. 
 Professor Smith har tillkallats som särskild ut- redare för Fjärrvärmeutredningen med uppdrag att: 
  
 belysa fjärrvärmens konkurrenssituation på värmemarknaderna och föreslå åtgärder för att bättre skydda konsumenten mot oskälig prissättning på fjärrvärme, 
  
 analysera om det är lämpligt att införa tredjepartstillträde på fjärrvärmemarknaden och, om det bedöms lämpligt, föreslå regler för detta. Analysera de samhälls- och företags- ekonomiska konsekvenserna samt miljökonsekvenserna av tredjepartstillträde. Bedöma vilka tekniska och andra begräns- ningar som finns för tredjepartstillträde, 
  
 genomföra den kompletterande analys på el- och värmeområdet som riksdagen tillkännagivit när det gäller åtskillnad mellan nätverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet på elmark- naden såvitt avser avgränsningen till fjärrvärmeverksamhet och om det behövs föreslå reglering eller andra åtgärder. 
  
 Föreliggande arbete utgör en underlagsrapport med syfte att analy- sera vilka tekniska begränsningar respektive möjligheter som finns i fjärrvärmenäten för tredjepartstillträde. Tredjepartstillträde tolkas som ett obegränsat tillträde. 
 Följande frågeställningar har utretts: 
  
 Vilka tekniska svårigheter och begränsningar finns? 
  
 337 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 Finns det någon skillnad mellan stora nät i storstäder och små nät som finns såväl som separata nät i storstäder som i små kommuner? 
  
 Måste/bör man skilja på nät och produktion i likhet med elmarknaden om tredjepartstillträde skall införas? 
  
 Balansansvar. Hur skall detta skötas? 
  
 Effektproblematiken. Vem skall svara för effekten? 
  
 Utgör ett kraftvärmeverk en driftteknisk komplikation och i så fall vilken? Hur löses detta? 
  
 Är potentialen industriell spillvärme eller potentialen andra aktörer (till exempel sopförbränning) tillräckligt stor för att motivera en öppning av näten? 
  
 Kan konkurrensutsättning av driften i fjärrvärmeanläggningen och näten vara ett alternativ till tredjepartstillträde? 
  
 Är nuvarande energiskattesystem en begränsning för tredje- partstillträde? 
  
 Något lägre prioritet: 
  
 Finns det tredjepartstillträde i grannländerna och hur har detta i så fall lösts eller avser man att införa tredjepartstillträde? 
  
 3 Fjärrvärmesystem i Sverige 
 Fjärrvärmeproduktionen uppgick till ungefär 46 TWh (2001) och svarar för 40 procent av uppvärmningsbehovet av bostäder och lokaler i Sverige. Fjärrvärmen är den vanligaste uppvärmnings- formen i flerbostadshus, motsvarande 75 procent av den upp- värmda ytan. Ungefär hälften av alla lokaler har fjärrvärme, medan endast knappt 9 procent av småhusen. Av de totala leveranserna går cirka 60 procent till bostadsuppvärmning, 30 procent till lokaler och 10 procent till industrin. Den totala energitillförseln för fjärr- värmeproduktion 2001, uppgick till 52 TWh. Under  
 1970-talet 
  dominerade oljan i fjärrvärmeproduktionen. Nu svarar biobränslen för närmare 60 procent. I diagrammet nedan redovisas hur utveck- lingen har sett ut de senaste 30 åren. 
 338 
 Bilaga 2 
 Figur 1. Energitillförsel i fjärrvärmesystemen från 1970 till 2001, TWh 
 Källa: Energimyndigheten, Energiläget i siffror. 
  
 3.1 
  
 Fjärrvärme – ett tekniskt system 
  
 Ett fjärrvärmesystem består av produktionsanläggningar för ener- giomvandling, distributionsnät och fjärrvärmecentralerna hos kun- derna som tar emot värmen. Värmen levereras i form av varmt vatten som från produktionsanläggningarna pumpas runt i led- ningssystemet där vattnet avger sin värmeenergi till anslutna kunder. Efterfrågan på fjärrvärme följer nästan helt variationen i utomhustemperatur. För att kunderna skall få rätt inomhustempe- ratur ställs krav på temperatur och flöden på det vatten som pum- pas runt i systemet. Ett flertal givare i nätet mäter kontinuerligt flöden, temperaturer och tryck som ett underlag för systemopera- törens drift av produktionsanläggningar och distributionspumpar. I större nät kan det ta flera timmar innan det ifrån produktions- anläggningen utgående vattnet når de fastigheter som är belägen längst bort i nätet. Trögheten i systemet ställer speciella krav på planering och drift av hela fjärrvärmesystemet. I Figur 2 nedan illu- streras ett fjärrvärmesystem schematiskt. 
 339 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 Figur 2. Schematisk Illustration av ett fjärrvärmesystem 
  
 3.2 
  
 Produktionsanläggningar 
  
 Nät och produktionsanläggningar planeras och drivs som ett sam- manhängande system för en optimal värmeleverans. Alla produk- tionsanläggningarna har sin bestämda roll i systemet och är i all- mänhet inte utbytbara, i synnerhet inte i mindre nät med få anlägg- ningar. I fjärrvärmesystemen finns en eller flera anläggningar som svarar för basproduktionen av värme. Den typen av anläggningar är i drift en stor del av året och levererar en relativ konstant värme- mängd till nätet. Eftersom anläggningarna har lång utnyttjningstid, är värmeproduktionen i dessa stor och ägaren är beredd att göra ytterligare investeringar i anläggningen om det leder till ett ökat kapacitetsutnyttjande. Det finns också topplastanläggningar som endast är i drift under den kallaste perioden på året. Den typen av anläggningar kan på grund av den korta drifttiden inte bära stora investeringar, vilket medför att ett högre bränslepris, och därmed en högre rörlig driftskostnad, kan accepteras om investeringen kan hållas nere. I medelstora och större nät finns även en eller flera produktionsanläggningar för mellanlast. Dessa anläggningar går in när kapaciteten i basanläggningarna inte klarar behovet men har avsevärt längre drifttider än topplastanläggningarna. Med last menas den värmeförbrukning – värmelast – som kunderna gemensamt utgör. I ett nät finns även reservkapacitet som minst bör kunna ersätta den största anläggningen i nätet. 
 340 
 Bilaga 2 
 Exempel på produktionsanläggningar som utgör basen i ett fjärr- värmesystem är kraftvärmeverk, avfallseldade pannor, värmepum- par eller värme från en processindustri. Oljepannor används van- ligen som spetsproduktion under vinterhalvåret, eller som reserv. Mellan bottenlastanläggningarna och topplastanläggningarna finns numera ofta en eller flera biobränsleeldade hetvattenpannor i större fjärrvärmesystem. 
 I Figur 3 nedan illustreras ett varaktighetsdiagram, som visar hur effektefterfrågan kan variera under årets 8 760 timmar, sorterad i storleksordning och vilken typ av anläggningar som genererar värmen. 
 Figur 3. Exempel på konsekutiv belastningskurva, dvs. värmelasten över årets 8760 timmar, sorterad i storleksordning efter efterfrågan på värmeeffekt varje timme 
 I figuren illustreras ett fjärrvärmnät med spillvärme som baslast. I mindre och medelstora nät är det vanligt med en stor biobränsle- eldad enhet antingen för enbart värmeproduktion eller för samtidig el- och värmeproduktion. För övrig produktion kan det finnas mindre biobränslepannor och för de kallaste dagarna oljepannor. 
 En vanlig situation i dag är att spillvärme- och/eller avfallsför- bränning producerar värme under större delen av året och kraft- värmeanläggningarna främst är i drift under vinterhalvåret. En för- utsättning för att kunna producera el i en kraftvärmeanläggning är att det finns avsättning för värmen i fjärrvärmenätet. 
 341 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 Värmeproduktionen i de olika anläggningarna styrs av flera para- metrar. I ett kraftvärmeverk styrs produktionen både av rådande elpris och tillgängligt värmeunderlag. Avfallseldade anläggningar styrs av tillgången på avfall. Spillvärme från industrin styrs av för- utsättningarna för produktionen i industrin. Kvalitén på värmeleve- ranserna från industrin varierar. Det finns industrier som levererar prima värme och som helt kan följa efterfrågans variation och det finns industrier som har en mer ojämn leverans, där energibolaget måste komplettera värmeleveransen så att rätt temperatur och flöde upprätthålls. Ofta primagörs industrins leveranser via en annan basproduktionsanläggning. 
 Att elpannor tas i drift blir mindre vanligt. Däremot kan värme- pumpar vara ett konkurrenskraftigt alternativ. Värmepumpar kan även fungera som kylmaskiner, vilket medför att större invester- ingar kan bäras, eftersom försäljning av såväl kyla som värme ger intäkter för en sådan anläggning. I de flesta tillämpningar klarar inte värmepumpar de temperaturkrav som ställs i nätet under den kalla årstiden, vilket medför att annan värmeeffekt måste kunna tillföras i anslutning till värmepumpen. Att tillföra den effekten på andra ställen i nätet går normalt inte om kunder skall försörjas med prima värme i det fjärrvärmeområde där värmepumpen finns. 
 Vid höga elpriser talar åtminstone två skäl mot drift av värme- pumpar. Dels blir drivenergin till värmepumpen dyr, dels blir det fördelaktigt att producera el i kraftvärme om den möjligheten finns i systemet, vilket leder till att den värme som produceras vid sam- tidig el- och värmeproduktion måste få avsättning i nätet. 
  
 3.3 
  
 Distributionsnätet 
  
 Det vatten som pumpas ut i fjärrvärmesystemet från värmecentra- lerna och förs tillbaka från avnämarna via en så kallad returledning benämns hetvatten. Temperaturen på vattnet ligger i intervallet 40– 120 grader Brown. 
 En stor skillnad mellan el och fjärrvärme är att elen är en helt standardiserad produkt som skall hålla en frekvens på 50 Hz och bestämda spänningsnivåer för olika typer av nät. Fjärrvärmen upp- visar en mycket större variation med många olika parametrar. Tem- peratur, flöden och tryck i systemen varierar över dygnet och året. Ledningar och pumpar dimensioneras med hänsyn till topografi samt produktionsanläggningarnas och avnämarnas lokalisering. 
 342 
 Bilaga 2 
 Fjärrvärmenäten har i regel byggts ut successivt, anpassat till den marknad som uppstått inklusive de olika kundernas anläggningar och individuella förutsättningar. Nationella standarder har utveck- lats, men till följd av att näten är lokala och lokalt anpassade är variationen i uppbyggnad och struktur förhållandevis stora. Indivi- duella regler kan tillämpas eftersom det inte ställs några tekniska krav på att ett lokalt nät skall kunna samverka med ett annat. 
 Elen ger en momentan leverans, medan det varma vattnet som går ut från en värmecentral når de kunder som ligger längst bort flera timmar senare. Det är en tröghet i systemen som har såväl positiva som komplicerande konsekvenser. Systemet klarar normalt variationer i temperatur, flöden och tryck utan att kundernas komfort försämras märkbart, men trögheten medför även speciella krav reglertekniskt. 
 Framledningstemperaturen i ett fjärrvärmesystem kan variera mellan 65 och 120 grader beroende på utomhustemperatur och vad nätet är dimensionerat för. Returvattnet håller en temperatur mellan 40 och 65 grader. Cirkulationspumparna är eldrivna och förutom att pumpa runt vattnet har de till uppgift att övervinna tryckfallet i systemet. Pumpar är normalt placerade i värmepro- duktionsanläggningen och på andra ställen i nätet. De benämns då tryckhöjningspumpar. 
 Eftersom vatten pumpas och kan matas från flera håll i nätet av pumpar belägna på olika platser, står vattnet helt stilla på vissa ställen i ledningarna, så kallade nollpunkter. Ju mer komplext nätet är, desto fler nollpunkter uppstår, olika produktionsanläggningar pumpar således mot varandra. Genom att styra pumparna kan noll- punkterna kontrolleras, hamnar en nollpunkt nära en kund kan kunden bli utan flöde och därmed utan värme. Samkörning av an- läggningar och ett flertal pumpar ställer därför höga krav på reglering och att driftoperatören har kontroll på hur nollpunkterna flyttas i nätet för att störningar hos anslutna kunder skall undvikas. I vissa driftsituationer löser operatören tryckproblemen genom att sektionera olika delar av näten. Sektionering sker genom att en ventil i framledningen stängs. I många nät kan systemen sek- tioneras på flera olika ställen beroende på vilka anläggningar som är i drift. 
 Med den stora mängden hetvatten som ryms i rörsystemet kan nätet också betraktas som ett stort värmelager. Detta utnyttjas genom att nätet laddas upp med värme inför en annalkande köld- 
 343 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 period eller om produktionsanläggningar behöver stoppas för till exempel ett planerat underhåll under en kortare tid. 
 Ett annat sätt att lagra värme för något längre tider (dygn) är att använda hetvattenackumulatorer. När behovet av värme i nätet går ned, lagras värmen i ackumulatorn och när behovet stiger kan ackumulatorn laddas ur och ge värme till nätet. Därmed behöver inte topplastanläggningar användas och basanläggningarna kan drivas med en jämnare belastning under längre tid, vilket medför en högre totalverkningsgrad. 
 Fjärrvärmenäten är uppbyggda på olika sätt. Ett enkelt nät har en trädstruktur med huvudmatning från en produktionsanläggning och en ledningsstruktur med klenare  
 rör-/kulvertdimensioner 
  ju längre ut i nätets grenar man kommer. I en eller flera grenar kan det finnas mindre produktionsanläggningar, som går som topp- eller reservlast. Ett exempel på ett enkelt nät visas schematiskt i Figur 4. 
 Figur 4. Exempel på ett enkelt nät 
 Förkortningen FVC i figuren står för fjärrvärmecentral, som ofta även benämns abonnentcentral, och är den plats där värmen leve- reras in i kundens värmesystem via en värmeväxlare. 
 344 
 Bilaga 2 
 Större nät kan vara mer eller mindre maskade eller ha en ring- struktur. Då har nätet oftast en eller flera överkopplingar mellan grenar, för att på kunna omfördela flödet i nätet och försörja kunder från flera håll. Överkopplingar höjer tillgängligheten och minskar risken för störningar hos kunder vid haverier eller repara- tioner i delar av nätet. I större nät finns även något större produk- tionsanläggningar placerade på fler ställen i nätet. Avsikten med att placera produktionsanläggningar, liksom ringmatning och de mellanformer som förekommer, är ekonomiskt grundade beslut för att minska konsekvenser vid driftstörningar i produktionsanlägg- ningar eller delar av nätet. De mindre produktionsanläggningarna ute i näten kan ofta endast försörja just den delen av nätet. 
 Flera anläggningsägare uppger att näten inte längre dimensio- neras med tanke på framtida tillkommande laster. För  
 15–20 
  år sedan uppges att en viss överdimensionering med tanke på fram- tiden ha skett. Denna strategi har lett till att allt fler, såväl stora som små nät, får en alltmer utpräglad trädstruktur även när de växer. Trots att näten får en stor utbredning ökar inte antalet möj- liga inmatningsställen, utan tillkommande produktion måste till- föras i de stora stammarna, i regel där de befintliga produktions- anläggningarna är belägna. 
 I appendix finns en beskrivning av nätstrukturen i systemen för några orter, Stockholm, Göteborg och Östersund. 
  
 3.4 
  
 Mätning 
  
 Från värmeleverantörens sida är det angeläget att kunna mäta stor- leken på värmeleveranserna till kunderna. Det grundläggande skälet är att kunna debitera kunderna den värme som levereras till dem. Av rättviseskäl är det viktigt att denna mätning blir så noggrann som möjligt. 
 I Sverige sker individuell mätning vid leveranser till enskilt an- slutna användare som småhus, offentliga byggnader och industrier. Däremot är det mindre vanligt med mätning av värmeleveranser till enskilda lägenheter i flerbostadshus. I till exempel Tyskland är in- dividuell mätning av värme till enskilda lägenheter mer vanlig. När individuell mätning saknas i flerbostadshus, grupper av småhus eller andra byggnader där flera kunder får värme från en gemensam abonnentcentral sker oftast enbart mätning vid centralen. Kost- nadsfördelningen mellan, till den centralen, anslutna kunder måste 
 345 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 då göras med hjälp av schabloner till exempel med bostadsyta som grund för fördelningen. 
 Mätning sker av levererad mängd värme i kilowattimmar och vissa leverantörer mäter även vattenmängden i kubikmeter och de- biterar en separat avgift för den. Skälet till att vattenmängden mäts är att den kund som har en effektiv utrustning kan åstadkomma en större sänkning av temperaturen på det vatten som kommer in till dennes fjärrvärmecentral och därmed leverera tillbaka en lägre returtemperatur. En sänkning av temperaturen medför att ett mindre flöde av vatten behövs för att tillföra kunden samma ener- gimängd. En sänkning av returtemperaturen gynnar bland andra producenter som har kraftvärmeanläggningar. Dessa vill därför via mätning av värmemängden gynna de som åstadkommer minsk- ningar av flödet. Eftersom energimätningen baserar sig på tempe- ratur och flöde, kan värmemängdsmätaren även användas för detta ändamål. 
 Generellt gäller att större onoggrannhet måste accepteras vid värmemätning än vid till exempel elmätning. Såväl tekniska prestanda som kostnader utgör begränsningar. 
 Av drifttekniska skäl har fjärrvärmeleverantören även behov av att mäta flöden, tryck och temperatur på olika platser i fjärrvärme- nätet. Värmeenergin som matas in från olika produktionsanlägg- ningar kan mätas på samma sätt som beskrivits ovan. 
 Vatten som levereras in på nätet från olika produktionsanlägg- ningar får inte ha för stora skillnader i temperatur. Är temperatur- skillnaderna för stora kan det bildas temperaturfronter, stråk med olika temperatur, som kan förorsaka utmattning av materialet i led- ningarna. 
 Mätning av trycket i olika delar av nätet är nödvändigt eftersom såväl ett för högt som ett för lågt tryck kan ställa till stora problem. En grundförutsättning för att även perifert belägna kunder skall få sina leveranser är att trycket mäts och regleras så att tillräckligt tryck, oftast 16 bar(e), erhålls även hos dessa. Hela fjärrvärmesy- stemet är dimensionerat för ett högsta tryck vilket sätter den övre gränsen för tillåtet tryck. Ett för lågt tryck i systemet innebär risk för kokning med ångimplosioner och kraftiga tryckslag i nätet som följd. 
 Ett tredje skäl för tryckmätning är att det är nödvändigt för att veta var man får så kallade nollpunkter när två eller flera anlägg- ningar matar ett gemensamt nät från olika håll. I dessa punkter, som vandrar, beroende på driften av de olika anläggningarna är 
 346 
 Bilaga 2 
 flödet noll. Detta leder till att vattnet kan komma att stå stilla i delar av systemet, finns en kund ansluten på ett sådant ställe riske- rar han att bli utan värme under en kortare eller längre period. 
  
 3.5 
  
 Statistik 
  
 Statistiken nedan är hämtad från Svensk Fjärrvärmes medlems- statistik. svensk Fjärrvärme har cirka 170 medlemmar och svarar för 99 procent av fjärrvärmeleveranserna i Sverige. Ett medlems- företag kan ha flera nät, vilket gör att det finns statistik för cirka 250 
 1  
 värmenät i Sverige. I dag är knappt 65 procent av fjärrvärme- företagen i kommunal ägo. Övriga ägare är främst de stora kraft- bolagen Fortum, Vattenfall och Sydkraft. Det är en stor spridning i storlek mellan de olika näten. Endast 9 procent, eller 22 nät, har en energileverans på mer än 500 GWh per år. Så stor andel som 30 procent levererar mindre än 20 GWh per år. Hit räknas även ett ganska stort antal mindre närvärmenät. 
 Storleksfördelningen redovisas i diagrammet nedan. 
 Figur 5. Procentuell fördelning av nätens storlek vad avser energi- leverans, totalt 250 nät 
 Källa: Svensk Fjärrvärme, ÅF Energi  Miljö AB. 
  
 1  
 1 Endast nät med redovisad kulvert ingår i sammanställningarna. 
 347 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 I Tabell 1 har några nyckeltal räknats fram för att illustrera skillna- derna mellan olika nät. Statistiken är inte heltäckande men tillräck- ligt omfattande för att nyckeltalen skall ge rätt storleksordning. Nyckeltalen är beräknade på sammanlagt 250 nät, varav enskilda fjärrvärmeföretag kan äga flera nät. Som exempel kan nämnas att Fortum värme har tre nät i Stockholm och enligt svensk Fjärr- värmes statistik, totalt sju nät som tas med i beräkningen nedan. 
 Tabell 1. Några nyckeltal beroende på nätstorlek i GWh 
  
 Nätstorlek 
  
 Total energi- 
  
 Antal nät 
  
 Energileverans 
  
 Linjetäthet 
  
 Energi per abonnent 
  
 (GWh) 
  
 leverans (TWh) 
  
 (St) 
  
 per nät 
  
 (GWh/km kulvert) 
  
 (MWh per anslut- 
  
 (GWh/nät) 
  
 ningspunkt) 
  
 Stora > 500 
  
 28 
  
 22 
  
 1273 
  
 4,1 
  
 264 
  
 Mellan 100– 
  
 12 
  
 55 
  
 220 
  
 2,8 
  
 206 
  
 499 
  
 Små  
  
 5 
  
 172 
  
 30 
  
 2,3 
  
 203 
  
 Källa: Svensk Fjärrvärme,  
 ÅF-Energi 
   Miljö AB. 
 De tjugotvå största näten i Sverige har betydligt högre energitäthet än övriga nät. Linjetätheten, levererad energimängd per kulvert- kilometer, är ett strategiskt mått för en fjärrvärmeverksamhet. Ju tätare kunderna ligger, desto större är lönsamheten i att bygga ut fjärrvärmen. I de större näten är linjetätheten över 4 GWh per kul- vertkilometer medan den ligger i intervallet  
 2,3–2,8 
  för de medel- stora och mindre näten. Jämförs levererad mängd energi per an- slutningspunkt är skillnaderna mindre, 264 MWh per anslutnings- punkt för de större näten och  
 203–206 
  MWh per anslutning för de mindre näten. En anslutningspunkt kan ha flera kunder om det är ett bostadsområde med flerfamiljshus, eller bara en kund om det är en villa med förhållandevis liten energiförbrukning, eller en desto större kund om det är en industri. 
 Det finns statistik över fördelningen mellan olika kundkate- gorier, den är inte heltäckande och dessutom behäftad med viss osäkerhet. Nedan redovisas ändå tre diagram som översiktligt illu- strerar skillnaden i kundsammansättning mellan små och stora nät. Andelen flerbostadshus är större i de stora näten medan andelen industrier och offentliga lokaler är större i små och medelstora nät. 
 348 
 Bilaga 2 
 Figur 6. Översiktligt fördelning av kunder mellan olika fjärrvärme- system 
 Källa: Statistik Svensk Fjärrvärme,  
 ÅF-Energi 
   Miljö AB. 
 Generellt gäller att de större systemen också är de som funnits längst. En vanlig utveckling när ett fjärrvärmesystem etableras är att de byggnader som kommunen har inflytande över ansluts i ett tidigt skede. Det är en förklaring till att segmentet offentliga lokaler är större för små och medelstora fjärrvärmesystem än för stora. De större orterna är tätare bebyggda och andelen fler- bostadshus som är möjliga att anslutna i dessa är därför i regel större. På mindre orter är ofta andelen industri större än i stora städer och ofta kan en industri vara mycket dominerande på små orter, vilket medför att marknadssegmentet industrier ökar med minskad storlek på systemen. De senaste åren har statliga stöd- åtgärder bidragit till att småhusmarknaden byggts ut allt mer. Den största potentialen för anslutning finns i tätbebyggda områden vilket gör att småhusandelen är lägst på de små orterna. 
 349 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 4 Begrepp och problemställning 
 För att tydliggöra frågeställningen ges här några begrepp och de- finitioner samt en diskussion kring vad som avses med ett tredje- partstillträde till fjärrvärmesystemen samt vilka funktionskrav ett införande av tredjepartstillträde ställer på de tekniska systemen. 
 Begreppet tredjepartstillträde används i samband med avregle- ringar av olika nätverksindustrier som el, flyg, järnvägar, tele m.m.. Dessa industrier kännetecknas av ett produktionsled och ett distri- butionsled. Det senare steget är det som utgör infrastrukturen och som sådan utgör ett naturligt monopol. För att skapa en konkur- rens vid produktionen av olika tjänster inom dessa nätverksindu- strier krävs i allmänhet att den tidigare verksamheten delas upp i två delar. För de delar som utgör naturligt monopol införs ofta tredjepartstillträde, vilket innebär att nya producenter ges tillträde till existerande infrastrukturer på skäliga och icke diskriminerande villkor. 
 Vid avreglering av elmarknaden innebar tredjepartstillträde att ett elhandelsföretag har rätt att sälja el till alla kunder, oberoende av plats i elnätet, samt rätt att utnyttja befintlig infrastruktur, obe- roende av vem som äger den, för att genomföra affären. På mot- svarande sätt är tanken att producenter av hetvatten/värme skall få rätt att utnyttja distributionsnäten för fjärrvärme för att kunna göra upp en affär och sälja värme direkt till kund. 
 Enligt direktiven och vårt uppdrag skall vi belysa de tekniska förutsättningarna för ett obegränsat tredjepartstillträde. Vår tolkning av obegränsat tredjepartstillträde är följande: 
 Producenter av hetvatten/värme får möjlighet att utnyttja distri- butionsnäten oavsett kontinuitet i leverans, effekt, energi, temperatur m.m. på leveransen bara affären är uppgjord med en kund som också är inkopplad på samma nät, oberoende av kundens lastprofil. 
 Utan omfattande utredningar kan konstateras att tekniska förut- sättningar för ett obegränsat tredjepartstillträde inte finns i dagens fjärrvärmesystem. Uppgiften blir snarare att belysa vilka givna förutsättningar som finns i dagens befintliga fjärrvärme- system, och vilket utrymme det ger, vad avser tekniska aspekter, vid utformningen av tredjepartstillträde. 
 350 
 Bilaga 2 
  
 4.1 
  
 Fjärrvärme 
  
 En definition som ges av fjärrvärme är hämtad ur Energimyndig- hetens stadgar för bidrag vid konvertering från elvärme till fjärr- värme, och lyder: 
 Med fjärrvärme avses ett system för centraliserad värmeproduktion och vattenburen värmedistribution som uppfyller följande kriterier: 
  
 Det skall finnas ett kund - leverantörsförhållande. 
  
 Kunden betalar för leveransen. 
  
 Fler än en fastighet är anslutna och värmeleveransen är fördelad på flera kunder. 
  
 Värmen bjuds ut kommersiellt inom fjärrvärmeområdet. 
  
 Införs någon form av tredjepartstillträde behöver definitionen säkert ses över och anpassas för det ändamålet. 
  
 4.2 
  
 Tekniska funktioner som bör vara uppfyllda 
  
 Tredjepartstillträde innebär att en yttre aktör ges tillträde till nätet och därmed får möjlighet att gå in och konkurrera med den befint- liga fjärrvärmeleverantören om kunderna och värmeunderlaget. För att ett tredjepartstillträde skall vara möjligt bör vissa definierade funktioner finnas tillgängliga i fjärrvärmenäten, varav flera är av teknisk karaktär. I rapporten behandlas tekniska förutsättningar. 
  
 Alternativa inmatningspunkter i nätet 
  
 Grundtanken med tredjepartstillfälle är att fler aktörer skall få tillträde till nätet. Om antalet inmatningspunkter är starkt be- gränsat försvårar det förutsättningarna för tredjepartstillfälle. 
 Behandlas i kapitel 5.1. 
  
 Möjlighet att mäta effekt- och energiförbrukning kontinu- erligt 
  
 Tillkommande aktörer tecknar avtal med enskilda värme- kunder. För att prissättning och nätkostnad skall bli korrekt, och driften av systemet skall fungera måste leveranser och uttag kunna mätas kontinuerligt. Tillkommande aktörer måste kunna leverera den värme man sålt över tiden. 
 Behandlas i kapitel 5.3. 
 351 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 Det bör vara möjligt att identifiera och särskilja kostnader så att anläggningarna konkurrerar på lika villkor 
  
 Här kommer frågeställningar gällande om nät och produktion bör skiljas åt. 
 Behandlas i kapitel 5.6 och 5.3. 
  
 Värmeproduktionen i nätet måste följa kundernas efterfrågan 
  
 Reglertekniskt är ett fjärrvärmenät en komplicerad konstruk- tion. För att alla kunder skall få rätt mängd värme krävs rätt flöden, tryck och framledningstemperatur i nätets alla delar. Det måste därför finnas någon som är ytterst ansvarig för att fjärrvärmesystemet fungerar. 
 Behandlas i kapitel 5.3. 
  
 Reservkapacitet måste upprätthållas 
  
 Alla typer produktionsanläggningar kan av olika skäl sluta fun- gera. Det måste därför finnas reservkapacitet som minst mot- svarar den största produktionsanläggningen i nätet. 
 Behandlas i kapitel 5.4. 
  
 Teknisk potential för fler aktörer 
  
 För att ett tredjepartstillträde skall ge någon effekt på konkur- renssituationen skall det gå att identifiera aktörer som kan tänkas vara intresserade av att gå in och konkurrera med det befintliga fjärrvärmeföretaget. Det är dock inte bara en teknisk fråga! 
 Teknisk potential behandlas i kapitel 7. 
  
 Övriga frågor som ställer krav på utformningen av tredje- partstillträde 
  
 De tekniska systemen måste klara gällande miljövillkor och stödja möjligheterna för begränsad miljöbelastning och i övrigt en resurseffektiv drift av fjärrvärmesystemen på kort och lång sikt, vilket i sin tur bör komma fjärrvärmekunderna till godo. De tekniska systemen bör även främja en fortsatt utbyggnad av fjärrvärme (kraftvärme) där så är motiverat av andra skäl. 
 Behandlas i kapitel 11. 
 352 
 Bilaga 2 
  
 5 
  
 Tekniska förutsättningar för tredjepartstillträde 
  
 Utbyggnaden av fjärrvärmen i Sverige tog fart under 1960- och 70- talen. Utbyggnaden startade med att centrala delar av städer bygg- des ut, större panncentraler ersattes med fjärrvärme. Några bildade fristående fjärrvärmeöar som successivt har byggts ihop. Näten byggdes ut och flera större produktionsanläggningar kom till i fjärrvärmesystemen. Ledningsdimensioner och produktionsanlägg- ningar anpassades efter de lokala förutsättningarna. 
  
 5.1 
  
 Nätstruktur 
  
 Av beskrivningarna i kapitel 3 framgår att det i större nät finns an- läggningar för basproduktion på fler platser i nätet, ofta med en egen trädstruktur med utgående ledningar med större dimension som sedan avtar. Strukturen på näten gör att det oftast inte är möjligt att mata området runt en produktionsanläggning från en annan produktionsanläggning. Det kan i vissa nät vara möjligt under perioder med låg last på nätet men inte under höglast- perioder. I några nät har man valt att bygga förbindelseledningar med större dimension mellan olika delar av nät för att effektivare kunna utnyttja de anläggningar som är byggda för basproduktion. 
 Vid etableringen av nät har en strävan alltid varit att placera pro- duktionsanläggningen så nära marknaden som möjligt. Tillgänglig mark, hänsyn till övrig fysisk planering och miljöskäl har ofta inne- burit att detta inte varit möjlig i önskad utsträckning. När nya om- råden tillkommer, byggs befintligt nät på med nya grenar. 
 I ett litet nät är möjliga alternativa placeringar av nya produk- tionsanläggningar därför starkt begränsade. I ett större, nät med flera förbindelseledningar finns det i teorin flera platser som är möjliga för anslutning av nya produktionsanläggningar. Be- gränsande kan dock även här vara tillgänglig kapacitet i ledningarna. Nätets struktur och dimensioner är inte bara en begränsning vad avser tillförsel av värme till näten. Flöden och temperaturer är dimensionerade för de anläggningar som finns i nätet. Nya anlägg- ningar eller förändrad drift av befintliga anläggningar inklusive en större flexibilitet i antalet driftsfall kan också kräva andra tekniska prestanda hos nätet. 
 353 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 Nätens struktur utgör en stark begränsning genom att platser, där nya produktionsanläggningar kan lokaliseras, är begränsade. De flesta nät har en så kallad trädstruktur med klenare lednings- dimensioner ju längre ut på nätet man kommer. 
 Nya, tillkommande värmeleveranser måste därför i de flesta fall tillföras i systemets rot. Det gör att antalet inmatningspunkter är begränsat, likaså antalet tänkbara platser för ny energiproduktion. Tekniskt kan dock sådana problem lösas genom att nya förbindel- seledningar byggs från nya produktionsanläggningar till lämplig inmatningspunkt på näten. Sådana förbindelseledningar ökar till- gängligheten i systemet men innebär ökade investeringar. Paral- leller kan dras med elsystemet där man för att öka konkurrensen behöver bygga ut och förbättra överföringsmöjligheterna i stam- nätet men det måste vägas mot erforderliga investeringar. Ett annat hinder för att bygga förbindelseledningar kan också vara svårig- heter att hitta lämpliga korridorer för ledningsbyggande och då speciellt i tätbebyggda områden. 
 En slutsats blir att den som har systemansvaret, exempelvis nät- operatören, fastställer var i fjärrvärmesystemet värme kan tillföras. 
 Det som motiverar fjärrvärme ekonomiskt är att kunna producera värmeenergin billigare än vad som är möjligt med kun- dernas alternativ, inklusive kostnaderna för distributionen. För att skapa en tekniskt optimal situation för tredjepartstillträde skulle de flesta nät behöva byggas ut med tvärförbindelser och kraftigare dimensioner. Tekniskt är det i de flesta fall möjligt. I första hand är det ekonomin som är begränsande. Det kan även vara proble- matiskt att bygga ut nätet i en tätbebyggd stadsmiljö. Här finns det även vissa tekniska begränsningar. 
 Vem som skall bära kostnaden för en tillkommande ledning, från en produktionsanläggning till lämplig anslutningspunkt i fjärrvär- menätet blir en viktig fråga. 
  
 5.2 
  
 Bränsleförsörjning och produktionsanläggningar 
  
 Flertalet större nät har en basproduktion som inneburit stora inve- steringar baserade på långsiktiga strategiska beslut. I ett stort antal av de mindre och medelstora systemen är infrastruktur för försörj- ning och användning av biobränsle uppbyggd i dag. I några fall finns ett etablerat samarbete mellan energibolaget och en stor indu- stri genom att industrin är huvudleverantör av värme till fjärrvär- 
 354 
 Bilaga 2 
 menätet. Andra exempel är att kommunalt avloppsvatten nyttjas som värmekälla för värmepumpar som levererar värme till fjärrvär- menätet eller att man valt att investera i en avfallseldad anläggning. Många av orterna har också utrymme för kraftvärmebaserad värme i sina fjärrvärmesystem. Ur såväl ett lokalt som nationellt perspek- tiv finns flera faktorer som talar för lokal elproduktion i kraftvär- meverk. I många små nät svarar ofta en biobränsleanläggning eller en lämplig spillvärmeleverantör för att tillgodose hela baslasten. 
 Övriga anläggningar utgör komplement som energibolaget för- söker begränsa driften av, eftersom dessa i regel har högre rörliga produktionskostnader. Kommer konkurrerande bränslen eller leve- rantörer in, måste i många fall ny infrastrukturer byggas upp paral- lellt med befintlig och främst konkurrera med baslasten i systemet, för att uppnå de drifttider som krävs för att investeringarna skall bära sig. 
 I ett större nät med ett stort värmeunderlag finns ett större ut- rymme för fler och olika typer av produktionsanläggningar. Det gör att spillvärme, kraftvärme och avfallseldade anläggningar kan samsas i större utsträckning än i mindre nät. 
 Gemensamt för de flesta fjärrvärmesystem är att stora invester- ingar har gjorts i basproduktion, såsom: 
  
 spillvärme från industrier, 
  
 avfallsförbränning, 
  
 biobränslebaserad kraftvärme eller 
  
 stora värmepumpar. 
  
 Samtliga alternativ karakteriseras av höga kapitalkostnader, med undantag för vissa spillvärmelösningar, till följd av uppbyggnad av infrastruktur och investeringstunga anläggningar som tillåter för- hållandevis billiga bränslen alternativt har hög verkningsgrad. För att uppnå lönsamma driftsförhållanden är det sannolikt främst inom baslastsegmentet en eventuell tillkommande värmeleverantör kommer att konkurrera. Är denne konkurrenskraftig inom detta segment, är förutsättningarna störst för stora, stabila leveranser. En tredjepart kommer logiskt sett att behöva investera i ny kapacitet och detta kräver stabila förutsättningar i framtiden. 
 355 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 5.3 
  
 Driftoptimering 
  
 Driftoptimeringen är mer komplicerad i ett större nät än i ett mindre. I ett mindre nät med färre produktionsanläggningar ändras inte den inbördes driftsordningen mellan anläggningar i någon större utsträckning. Blir det kallare väder, ökar produktionen och vid en viss nivå tas topplastpannorna i drift, men det innebär inte att någon annan anläggning tas ur drift. 
 Med antagandet att ett tredjepartstillträde innebär att en ny till- kommande värmeleverantör har åtagit sig att leverera värme till ett antal slutkunder från sin produktionsanläggning, och kan göra det med för sin verksamhet tillräcklig avkastning under hela året, kan följande situation uppstå. Denna konkurrerande värmeleverantör kan ta en liten, men ändock tillräckligt stor andel av värmeunder- laget för att utnyttjningstiden för en annan leverantörs anläggning minskar. I följande två figurer illustreras hur driftförutsättningarna förändras, om till exempel en tredjepartsaktör kommer in och driftbetingelserna för andra anläggningar ändras. 
 Figur 7. visar schematiskt ett utgångsläge med ett antal anlägg- ningar som samverkar för att klara systemets värmelast. 
 Figur 7. Exempel på varaktighetsdiagram för ett enkelt fjärrvärme- system 
 Kraftvärmen har en förhållandevis lång drifttid, normalt 4 000– 4 500 timmar per år. 
 I Figur 8 illustreras ett exempel på vad som skulle kunna hända när ytterligare basanläggningar kommer in i systemet. 
 356 
 Bilaga 2 
 Figur 8. Exempel på samma system som i Figur 7, med en till- kommande värmeleverantör, spillvärme. 
 Kommer en spillvärmeproducent till, se figur 8, kan konsekvensen bli att övriga anläggningar trycks uppåt, vilket innebär att drifttiden för dessa minskar. I exemplet har illustrerats att spillvärmen är i drift under nästan hela året till följd av att den i detta exempel antas ha lägst rörliga kostnader. Det vanligaste är att avfall och spillvärme dimensioneras så de om möjligt utnyttjas under hela året. I vissa fall prioriteras avfall före spillvärme också av andra skäl än rent ekonomiska. Strikt ekonomiskt kan en situation uppstå som inne- bär att värmen från kraftvärme konkurrerar ut både spillvärme och avfall och får längre drifttider på de andra energislagens bekostnad. Höga elpriser kan leda till en sådan utveckling om kraftvärme- producenten vill få avsättning för värmen från den samtidiga el- och värmeproduktionen. 
 Kortare drifttider innebär minskade intäkter, vilket är ödesdigert för investeringstunga anläggningar med höga kapitalkostnader. Blir resultatet att tunga investeringar i ny basproduktion slår ut befint- liga investeringstunga anläggningar, drabbar säkert en sådan ut- veckling slutkonsumenterna av värme i slutändan. Sjunker behovet som en panna skall tillgodose under en viss nivå, är det inte möjligt att driva pannan längre, eftersom pannans möjlighet att gå ned i effekt har sina gränser. Pannans dellastegenskaper blir begränsande för driften. 
 Den leverantör som tvingas stänga av sin stora enhet har dock kvar sitt åtagande att förse sina slutkunder med värme. Den lösning som denne i bästa fall har att tillgå är att ta en eller flera mindre en- 
 357 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 heter i drift. Normalt har mindre enheter lägre verkningsgrad och använder i många fall dyrare bränslen än en större anläggning. I ogynnsamma fall skulle resultatet kunna bli att värmeunderlaget och därmed utnyttjningstiden minskar för en stor biobränsleeldad anläggning byggd för användning av billiga bränslen helt ersätts av flera små anläggningar, kanske olika ägare, som använder mer för- ädlade och dyrare bränslen, till exempel olja. 
 Omvänt illustrerar exemplet de svaga incitamenten för nya aktö- rer att konkurrera om baslasten i systemet. 
 Om tredjepartstillträde införs kan, mot ovan beskrivna situation, det innebära att varje leverantör optimerar driften med utgångs- punkt från sina egna anläggningar och åtaganden gentemot sina kunder. En sådan utveckling leder sannolikt till att flera mindre enheter ersätter större produktionsanläggningar. Fördelarna med stordrift kan utebli och kostnaderna blir högre. 
 I större nät med exempelvis kraftvärmeverk (producerar el) och värmepumpar (förbrukar el) finns fler parametrar som styr. Vid en viss nivå på elpriset lönar det sig för en producent att med de förut- sättningar han har att producera el. Vid en lägre nivå lönar det sig att låta värmepumparna gå för fullt till följd av att elpriset är lågt. Med en aktör som äger såväl värmepumpar som elproduktion måste dennes strategi vara att se till helheten och optimera driften så att lägsta produktionskostnad alltid uppnås. I en situation där en leverantör äger kraftvärme och en annan värmepumparna förändras förutsättningarna för optimeringen. Enskilt kan det vara tillräckligt lönsamt för båda att köra sina anläggningar och de har båda åtagan- den mot slutkund. Resultatet kan bli att båda anläggningarna pro- ducerar värme till nätet i den proportion de har kunder att försörja, vilket totalt sett leder till högre produktionskostnader. 
 I några av de fjärrvärmenät som försörjs med värme från både avfallsförbränning och spillvärmekällor kan det uppstå överskott på värme under vissa perioder. Samtidigt går utvecklingen mot ökad kraftvärmeproduktion, vilket i många fall leder till en ännu större tillgång på värme under vissa perioder av året. I några fjärrvärmenät har man lyckats kombinera dessa tre typer av värmeproduktions- anläggningar, vilket ställer speciella krav på driftoptimering. 
 Normalt strävar energibolagen efter att använda industriell spill- värme där den finns tillgänglig, men det finns även exempel på där befintliga spillvärmeleveranser trängs undan av ny kraftvärme. Det är ett strategiskt beslut hos energibolaget men kan leda till dyrare produktion. 
 358 
 Bilaga 2 
 Här beskrivna situationer skall ses som exempel, där optimering av driften i enskilda anläggningar får negativa effekter för helheten. Befintliga system är uppbyggda med beaktande av att hela verk- samheten i ett energibolag skall optimeras och i några fall inklu- derar optimeringen även samverkan med avfallsbolag och enskilda industrier En stark strävan är att producera värmeenergin så effek- tivt som möjligt, det vill säga minimera produktionskostnaden. Inte minst har olika skatter och avgifter stor betydelse vid optime- ringen av driften. Kombinationen av olika anläggningar i ett fjärr- värmesystem leder till stor frihet vid optimering. Bland annat mil- jösträvanden på såväl lokal som nationell nivå har bidragit till att stor flexibilitet har byggts in i fjärrvärmesystemen. 
  
 5.3.1 
  
 Driftsfall och körstrategi 
  
 För att planera driften av fjärrvärmeproduktionen planerar drift- operatören för de olika driftsfall som är det mest optimala bero- ende på utomhustemperatur, bränslepriser och skatter. Tillstånd och olika villkor för driften sätter de yttre ramarna. Driftsfallen bygger på ett så optimalt utnyttjande av hela systemet (produk- tionsanläggningar och nät) som möjligt. 
 Planeringen av driften sker med flera tidshorisonter. Bränsleför- sörjningen måste till exempel till stora delar fastställas i långsiktiga planer. Väderprognoser görs såväl på lång som kort sikt. Värme- produktionen planeras med hänsyn till eventuella väderomslag under dagen. I stora system kan det även förekomma skillnader i utetemperatur på olika platser i området som systemet försörjer. För anläggningar med elproduktion är den dagliga handeln och noteringen av spotpriser på elbörsen en viktig planeringfaktor. För att åstadkomma en så optimal drift som möjligt bör nätoperatören eller den som är balansansvarig ha möjlighet att kontrollera och styra de olika produktionsanläggningarna på marginalen. 
 Vid flera leverantörer i samma fjärrvärmesystem ökar antalet driftsfall och de blir svårare att överblicka och optimera. I större nät kan summan av subobtimeringarna leda till högre driftskost- nader än om systemet optimeras som en enhet. 
 359 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 5.3.2 
  
 Mätning 
  
 Ett tredjepartstillträde ställer ökat krav på kontroll och mätning hos såväl kunder som i hela fjärrvärmesystemet. 
 Tillkommande leverantörer tecknar avtal direkt med enskilda kunder. För att kunderna skall kunna debiteras måste levererad värmemängd kunna mätas. Även kundens effektuttag vid olika tid- punkter kommer att vara av betydelse när kostnader för en even- tuell effektavgift i värmeenergipriset samt rättvis nätavgift skall kunna debiteras respektive kund. 
 Utvecklingen av tekniken för att mäta värmeleveranser har ut- vecklas och i dag bedöms fjärravläsning vara införd för alla större kunder inom en inte alltför avlägsen framtid. För småhus och andra mindre objekt är sannolikt dagens system, med oftast manuell av- läsning, tillräcklig så länge inte tredjepartstillträde finns. Om varje leverantör har sina egna slutkunder att försörja med värme, ökar behovet att noggrannare kunna fastställa energi- och effektuttaget hos varje kund. Leverantören är inte intresserad av att leverera mer värme till nätet än den mängd som hans kunder använder och är beredda att betala för. 
 För vissa produktionsanläggningar är returtemperaturen till an- läggningen av avgörande betydelse för möjlig produktion och där- med ekonomin. Ägarna av den typen av anläggningar kommer att ha ett stort intresse av att alla till nätet anslutna kundanläggningar bidrar till att returtemperaturerna hålls låga. För att detta skall vara möjligt att uppnå ställs ökade krav på mätning och ytterst även styrning. 
 Med flera oberoende värmeleverantörer ökar antalet kombina- tioner av driftsfall vilket leder till att den för funktionen och säker- heten mycket centrala tryckmätningen blir än viktigare. 
 Sammantaget leder ett tredjepartstillträde till att behovet av att kontrollera, mäta och styra ökar. Det får positiva effekter för en rättvis fördelning av kostnader, men huvudorsaken till att ökad mätning krävs förorsakas av att flera aktörer på olika sätt skall ope- rera i ett och samma nät. I vilken omfattning kostnaderna för ökad mätning påverkar fjärrvärmetaxan för slutkonsumenterna har inte bedömts inom ramarna för denna utredning. 
 360 
 Bilaga 2 
  
 5.4 
  
 Reserveffekt 
  
 När fjärrvärmen började byggas ut var olja ett mycket dominerande bränsle. De flesta fjärrvärmenät byggdes ut med oljepannor som produktionsanläggningar. Från att ha varit det helt dominerande bränslet har oljan i dag reducerats till att vara ett marginalbränsle under den kallaste tiden av året. När nät har kopplats samman och tidigare enskilt ägda större oljeeldade anläggningar tagits över av fjärrvärmebolagen har syftet varit att ersätta oljepannorna med fjärrvärmeleveranser baserade på andra energislag. Oljepannorna bibehålls dock ofta i driftbart skick. Anslutna till de svenska fjärrvärmesystemen finns därför ett stort antal oljepannor som används som topplastpannor och/eller som reservpannor. Små nät, med färre produktionsanläggningar är mer sårbara och har vanligtvis en större andel reservkapacitet. Grundtanken är att reservenheten minst skall kunna ersätta den största produktions- anläggningen. Flera av de industrier som levererar spillvärme till fjärrvärmenäten har även möjlighet att producera värme med olja, om spillvärmeleveranserna inte kan upprätthållas. 
 Alla som levererar värme bör ha en fullgod reserv vid drifts- störningar, antingen i egen anläggning, eller också avtalad med annan leverantör. 
 Genom nätens struktur har kundernas placering i relation till värmeleverantören betydelse för leverantörens möjligheter att uppfylla sina åtaganden. I en fungerande driftsituation där samtliga anläggningar är tillgängliga, får alla kunder värme oberoende av plats i nätet i förhållande till sin leverantör. Vid störningar drabbas de kunder som ligger närmast den anläggning som har problem, oberoende av vem de har valt som leverantör. 
 Den mest lämpade att ta effektansvaret är den som förfogar över de anläggningar som är anpassade för ändamålet, det vill säga dagens reservkapacitet. I dag är det det energibolag som driver fjärrvärmeverksamheten som förfogar över dessa anläggningar. 
  
 5.5 
  
 Balansansvar 
  
 Balansen i ett fjärrvärmesystem bygger primärt på att värme- produktionen följer lasten. Centralt i ett fjärrvärmesystem är kun- dernas fjärrvärmecentraler, eftersom det är kundernas efterfrågan på värme som styr hela produktionen. Det är mycket långa om- 
 361 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 loppstider i ett fjärrvärmenät. I ett större nät kan det ta flera timmar innan vattnet har nått ut till alla kunder. Trögheten i systemet gör också att det kan dröja ett par timmar innan fel upp- täcks om den som är nätoperatör inte har kontroll över alla pro- duktionsanläggningar, och ytterligare några timmar innan balansen är återställd. 
 I de flesta fall styrs pumpar och ventiler från samma kontrollrum som produktionsanläggningarna. Nätet och styrningen av flöden, tryck och temperatur är därför en integrerad del av värmeproduk- tionen. 
 En tolkning av balansansvar är att den balansansvarige i varje driftsituation skall se till och vidta åtgärder så att hela systemet uppfyller de funktioner som krävs. 
 Balansansvar omfattar främst: 
  
 1. 
  
 Balansering av systemet vad avser tryck, flöden och temperatur, det vill säga främst kortsiktiga och mindre justeringar i pumpar och produktionsanläggningar. 
  
 2. 
  
 Se till att produktionen följer lasten, det vill säga att det i alla driftsituationer finns tillräcklig produktion. 
  
 Den som är nätoperatör har det övergripande ansvaret för att balansen fungerar. Olika aktörer i nätet kan åta sig att ha balans- effekt som kan beordras in vid behov. 
  
 5.6 
  
 Uppdelning i nät och produktion 
  
 Om tredjepartstillträde införs bör kostnaderna i så stor utsträck- ning som möjligt hänföras till den verksamhet de belastar för att konkurrerande produktionsanläggningar skall agera på så likartade villkor som möjligt. I ett idealt och teoretiskt fall bör därför nät och produktion skiljas åt. Nedan dras emellertid en annan slutsats. 
 Fjärrvärmeverksamheten jämförs ofta med elmarknaden. Förut- sättningarna inför ett tredjepartstillträde skiljer sig emellertid åt. Innan avregleringen av elmarknaden fanns det ett stort antal aktö- rer som sålde el på sina respektive lokala marknader, samt ett stort antal producenter som producerade el i anläggningar anslutna till ett och samma nät ägt av staten. 
 Vid ett tredjepartstillträde till fjärrvärmenäten är utgångsläget ett helt annat. All produktion har en aktör som huvudman och vanli- gast är att denne äger både anläggningar och nät. Det kan även 
 362 
 Bilaga 2 
 finnas underleverantörer som levererar värme, exempelvis indust- riell spillvärme. Samme aktör sköter i dag all försäljning av värme till slutkunder anslutna till nätet. 
 Fjärrvärmesystemen har en i geografin lokal begränsning, medan elmarknaden når över nationsgränser. Den svenska elmarknaden är en del av den nordeuropeiska elmarknaden. 
 Fjärrvärmesystemen består av ett fåtal anläggningar där varje an- läggning har sin specifika roll i det lokala energisystemet. Elmark- naden består av hundratals anläggningar. Även på elmarknaden finns det skillnader i lämplig drift och placeringen av anläggningar. Lika fullt gör det stora antalet anläggningar att tillgängligheten i en enskild anläggning inte påverkar hela systemet vad avser möjlig- heterna att upprätthålla spänningen i näten, energileveranserna eller kostnadsbilden. 
 Fjärrvärmesystemen är betydligt känsligare genom fåtalet an- läggningar, nätens utbredning samt att det är vatten som pumpas runt i systemen. Produktionsanläggningar och nät, inklusive pum- par hänger ihop som ett tekniskt system. Nätet står inte bara för distributionen av fjärrvärme, utan är även ett värmelager som interagerar med produktionsanläggningarna och därmed i förläng- ningen är en del av produktionen. 
 Vår bedömning är att det tekniskt är mindre lämpligt att skilja på driften av produktionsanläggningar och nät. Den som skall sköta driften av näten måste bygga upp kompetens och ha kunskap om hur olika anläggningar kan kombineras för att en optimal drift skall kunna säkerställas. Införs ett obegränsat tredjepartstillträde kan sannolikt andra än tekniska skäl tala för att nät och produktion bör skiljas ägandemässigt från varandra. Även om en speciell nät- operatör skaffar sig och utvecklar denna kompetens måste han sannolikt ha kraftfulla verktyg och ha möjlighet att via restriktioner av olika slag styra över driften. 
 Med en utveckling där såväl en nätoperatör som den som driver olika värmeproduktionsanläggningar måste upprätthålla system- teknisk kompetens och kompetens vad innebär samkörningen av olika typer av anläggningar kan kostnaderna bli höga och dessa drabbar i slutändan värmekunderna. Rent teknisk finns det dock inte några hinder för att separera nät och produktion, men vissa extrakostnader bedöms uppstå genom att kompetens generellt och speciellt systemkompetens måste dubbleras och upprätthållas av flera aktörer. 
 363 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 De drifttekniska nackdelar som en åtskillnad av nät och produk- tion medför måste vägas mot eventuella ekonomiska och konkur- rensmässiga fördelar som kan uppstå. Dessa konsekvenser har inte utretts inom ramen för den här studien. 
  
 6 
  
 Kraftvärmeverk – en driftsteknisk komplikation? 
  
 Det finns kraftvärmeanläggningar på ett  
 30-tal 
  orter i Sverige. I kraftvärmeanläggningarna producerades totalt 6,0 TWh el år 2002. Året var ett torrår med höga elpriser, vilket gjorde att kraftvärme- produktionen var högre än under ett ur klimathänseende normalt år. År 2001 producerades 4,4 TWh el i kraftvärmeverk där värmen avsätts i fjärrvärmenäten. Elproduktionen i anläggningarna varierar från några enstaka gigawattimmar i de mindre till över 1 000 GWh i de större. 
 I ett kraftvärmeverk produceras både el och värme. Kraftvärme är emellertid inte ett helt entydigt begrepp. Kraftvärmeanlägg- ningarna kan bygga på olika tekniska lösningar, vara olika stora samt driftstekniskt ha olika funktion i fjärrvärmesystemet i relation till övriga anläggningar. 
 Vid elproduktion i värmekraftverk medför tekniken att all den energi som tillförs ångturbinerna inte kan omvandlas till el utan att restvärme uppstår. I rena kondenskraftverk produceras bara el och den överskottsvärme som uppstår kyls bort. Elproduktionen opti- meras på bekostnad av att värmen inte alls tas tillvara. Elverknings- graden i ett konventionellt kondenskraftverk uppgår normalt, med fasta bränslen, till mellan  
 35–40 
  procent. I moderna anläggningar för naturgas, så kallade kombikraftverk, kan elverkningsgrader på över 55 procent uppnås vid enbart elproduktion. 
 I ett kraftvärmeverk, där såväl värme som el tas tillvara, är total verkningsgrad, räknat som mängden nyttiggjord energi i för- hållande till tillfört bränsle, mycket högre och ligger mellan 70 och 90 procent beroende på tekniklösning. Det höga energiutnyttjandet i förhållande till tillfört bränsle och en samtidig produktion av både el och värme gör att kraftvärme ses som en mycket attraktiv och strategisk produktionsanläggning. För att elproduktion skall vara möjlig krävs dock ett värmeunderlag vilket gör att kraftvärmen i vissa fall tillåts expandera på andra produktionsanläggningars be- kostnad, exempelvis spillvärme. 
 364 
 Bilaga 2 
 En kombination av den skattesituation som gällt för kraftvärme- produktion och priset på el har medfört att det har krävts statliga bidrag för att etablera kraftvärme under de senaste  
 10–15 
  åren. En utbyggnad av biobränsleeldad kraftvärme har varit en del i omställ- ningen av energisystemet vilket medfört att utbyggnad av kraft- värme varit en viktig strategisk fråga, såväl politiskt som för ener- gibolagen. 
 De två vanligaste koncepten för kraftvärmeproduktion kan kort beskrivas enligt följande. 
 Den kraftvärmeproduktion som i dag sker i Sverige baserar sig med några få undantag på en ångcykel. Ett stort antal bränslen kan användas. Vatten förångas i en panna, ångan driver en turbin som i sin tur driver en generator. Värmeenergin i ångan omvandlas till rörelseenergi i ångturbinen. All den energi som finns i ångan kan dock inte utnyttjas i turbinen utan tas tillvara genom att ångan kondenserar till vatten efter turbinen och värmen tas tillvara i fjärr- värmenätet. 
 Den teknik som många i dag bedömer kan komma att vara kon- kurrenskraftig i framtiden är så kallade gaskombianläggningar. I dessa anläggningar sker elproduktion med både ång- och gastur- biner. Vanligast är att naturgas används som bränsle, men även flytande bränslen kan användas, för att driva en gasturbin som om- vandlar energin till mekanisk energi som driver en generator. På samma sätt som i ångturbinen kan inte all energi omvandlas till mekanisk energi i gasturbinen. Kvarvarande energi i avgaserna från gasturbinen tas tillvara i en så kallad avgaspanna som producerar ånga för ångturbinen som på samma sätt som i en ren ångcykel om- vandlar energin i ångan till mekanisk energi. Överskottsenergin efter ångturbinen tas genom kondensering tillvara och tillförs fjärr- värmenätet. 
 Den största fördelen med en gaskombianläggning är att pro- cessen omvandlar mer av den tillförda energin till elenergi än vad som är möjligt i en konventionell anläggning med enbart ångturbin. Resultatet blir att den värmesänka som fjärrvärmenätet utgör kan förses med lika mycket värme samtidigt som mera el produceras i den kombinerade processen. 
 Förutom grundutförandet finns fler anläggningsrelaterade funk- tioner som skiljer olika kraftvärmeverk åt: 
 365 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 Om anläggningen är försedd med: 
  
 avtappningsturbin med möjlighet till avtappning av ånga för värmeproduktion, 
  
 möjligheter till kondensdrift, dvs. enbart elproduktion, 
  
 möjligheter till direktkondensering, dvs. enbart värmepro- duktion, 
  
 rökgaskondensering, dvs. extra värmeåtervinning ur rökgaserna, lämpar sig bäst för bränslen med hög fukthalt som till exempel flis och naturgas, 
  
 samt bränsleflexibiliteten i anläggningen: 
  
 endast ett bränsle, 
  
 valmöjlighet mellan beskattade och obeskattade bränslen, 
  
 avtalsbegränsningar, exempelvis naturgas och avfall. 
  
 Beskrivningen ovan visar att skillnaden i driftförutsättningar kan vara stor mellan olika kraftvärmeproducerande anläggningar. Till detta kommer att driften av kraftvärmeanläggningarna också på- verkas av hur övriga anläggningar i nätet ser ut och samverkar med kraftvärmeverket. 
 I Figur 9 illustreras hur anläggningar samkörs i Sveriges största sammanhängande nät, i Göteborg. 
 366 
 Bilaga 2 
 Figur 9. Dygnsmedeleffekter i Göteborg, 2002, MW. Små spetslast- anläggningar ingår ej 
 Källa: Göteborg Energi. 
 Figurens syfte är att illustrera hur olika anläggningar samkörs med hänsyn till värmebehovets variation. 
 I Göteborgs nät finns i dag en mindre konventionell kraftvärme- anläggning (Ros mottryck), som levererar värme till ett nät till- sammans med en mängd andra värmeproduktionsanläggningar. Nätet tillförs spillvärme från stora industrier (Preem och Miller) samt från en stor avfallsförbränningsanläggning (Yoder). Göteborg kan också komma att ha en större gaskombianläggning i drift som skall leverera värme till fjärrvärmenätet. Inom såväl de industrier som avfallsförbränningsanläggningen som levererar värme sker också produktion av el. De negativa värdena sommartid redovisar att viss värmeenergi som tillförs nätet kyls bort på grund av överskott på värme under vissa perioder. 
 Inte minst situationen i Göteborg med ett stort antal anlägg- ningar med olika ägare, värmeleveranser till fjärrvärmenätet samt elproduktion i flera anläggningar visar att kraftvärme i sig inte innebär någon driftsteknisk komplikation. Däremot bedöms risken för suboptimeringar av driften öka högst avsevärt om fler helt fri- stående aktörer enskilt skall producera och sälja sin värme till slut- kunder anslutna till fjärrvärmenätet. 
 367 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 Produktionen i ett kraftvärmeverk styrs av rådande elpris och tillgängligt värmeunderlag. Vid minskat värmeunderlag måste de flesta kraftvärmeverk dra ned på sin elproduktion, oavsett elpris. Det finns endast ett mindre antal kraftvärmeverk i Sverige som kan gå i kondensdrift, det vill säga kan producera el utan att behöva få avsättning för den samtidigt producerade värmen. 
 I dag kan ett fjärrvärmeföretag med flera produktionsanlägg- ningar optimera driften så att kraftvärmeverket får företräde till värmeunderlaget om elpriset är högt. Vid ett tredjepartstillträde råder det konkurrens om värmeunderlaget. Det kan innebära att kraftvärmeverket inte kan gå i full drift, eller måste stänga ned, trots att efterfrågan på el är hög. Samhällsekonomiskt kan det bli en suboptimering om ett lokalt fjärrvärmesystem optimeras på be- kostnad av elmarknaden. Det kan även leda till negativa miljökon- sekvenser om alternativ elproduktion ger högre miljöbelastning. 
  
 6.1 
  
 Förutsättningar för utbyggnad av kraftvärme 
  
 Utbyggnad av kraftvärme är förenad med stora kapitalkostnader som staten hittills ofta varit med och finansierat genom bidrag. En viktig förutsättning för att energibolagen skall investera i kraftvär- meanläggningar är att det finns avsättning för värmen under den tid som investeringen återbetalas. Byggs andra anläggningar som till- godoser behovet av värme i fjärrvärmenäten, kan inte kraftvärme- anläggningarna över huvud taget vara i drift rent tekniskt. Enligt branschföreträdare är möjligheten till kraftvärmeproduktion i dag den största drivkraften för utbyggnad av fjärrvärme. 
 Att anläggningar med höga kapitalkostnader inte används för sitt ändamål innebär att nedlagt kapital inte förräntas som avsett. I slutändan drabbas värmekunderna av en sådan utveckling. Kan inte stabila förutsättningar påvisas för kapitalintensiva investeringar under återbetalningstiden, föreligger en stor risk för att invester- ingarna sker i mindre anläggningar med såväl sämre energi- som miljöprestanda. Ett tredjepartstillträde skapar utrymme för att andra aktörer kan komma in och finansiera byggande av nya an- läggningar, huruvida dessa aktörer är beredda att ta större risker än de kommunala bolagen har inte utretts inom ramen för den här ut- redningen. 
 368 
 Bilaga 2 
 7 Marknadspotential för flera aktörer 
 Är potentialen för spillvärme eller andra aktörer tillräckligt stor för att motivera en öppning av näten? Exempel på andra aktörer är av- fallsbolag med egen förbränningsanläggning eller konsumenter som genom energieffektivisering eller egna pannor återlevererar värme till fjärrvärmenäten. Någon ny kartläggning eller uppskattning av potentialerna för spill- respektive avfallsvärme har inte gjorts inom ramarna för denna utredning utan uppskattningarna nedan är Harris rade på befintliga underlag. 
 Tekniskt finns det en potential för ökat spillvärmeutnyttjande och ökad avfallsförbränning. Fjärrvärmesystemen är ofta upp- byggda genom sammankopplig av fristående panncentraler i ett bostadsområde. I viss utsträckning finns dessa pannor kvar och fungerar som reservanläggningar. Ibland ägs pannorna av fastig- hetsbolaget. När det gäller den tillkommande potentialens storlek rör vi oss i häraden  
 3–4 
  TWh spillvärme om hänsyn skall tas till osäkerhet i uppskattningen nedan. En försiktig uppskattning av potentialen för ökad avfallsförbränning hamnar i storleksordning  
 2–3 
  TWh 
 2 
 . Tillsammans motsvarar den tekniska potentialen för tillkommande värmeproduktion med spill- eller avfallsvärme cirka 10 till 12 procent av dagens fjärrvärmeleveranser. 
 Hur stor andelen pannor som ägs av fjärrvärmekunder är av de totala fjärrvärmeleveranserna finns ingen känd statistik över men med tanke på osäkerheten i de övriga potentialbedömningarna, på- verkas sannolikt inte den bilden nämnvärt. 
 Enligt Svensk Fjärrvärmes prognoser kommer fjärrvärmen att fortsätta att expandera på värmemarknaderna. Fjärrvärmeleve- ranserna kan enligt prognosen uppgå till 60 TWh, 2010, vilket innebär en ökning med 10 TWh från dagens nivåer. 
 På nationell nivå finns därmed en teknisk potential för fler aktö- rer och utökade leveranser. Frågeställningen är emellertid inte bara en teknisk fråga. Hur det potentiella behovet av värme i fjärrvärme- systemen skall produceras styrs av en rad faktorer. Några bedömer att biobränsleanvändningen har förutsättningar att öka och kraft- värme baserad på naturgas planeras av flera aktörer. 
 Nedan ges en mer ingående beskrivning av spillvärmens respek- tive avfallsvärmens energiproduktion och potentialer. 
  
 2  
 Översiktlig bedömning baserad på prognos om utbyggnad av avfallsförbränning. 
 369 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 7.1 
  
 Potential för spillvärme 
  
 Generellt finns det en stor potential för utbyggnad av industriell spillvärme. I mätningar och analyser är det dock svårt att kvanti- fiera industriell spillvärme då definitionen inte är entydig. En defi- nition är: 
 Överskottsenergi som ej kan nyttiggöras internt och där alternativet är att värmen släpps ut till omgivningen. Värmen kan vara bunden i vätskor eller gaser. 
 Spillvärme är således värmeenergi som processägaren inte har av- sättning för. Oavsett hur man räknar så finns det en stor framtida potential för utbyggnad av spillvärmen. I nedanstående siffror avses det som Svensk Fjärrvärme refererar till som industriell spillvärme. 
 Enligt en utredning som ÅF genomfört 
 3  
 är det teoretiskt möjligt att utnyttja totalt 9,5 TWh industriell spillvärme. Det kan jämföras med dagens spillvärmeutnyttjande på cirka 4 TWh. Uppgifterna om hur stort dagens spillvärmeutnyttjande egentligen är varierar mellan olika källor, beroende på hur spillvärme definieras. Potential- bedömningen är också osäker eftersom det finns många faktorer som begränsar möjligheterna att utnyttja spillvärme. Exempelvis konkurrens från andra anläggningar, energibolagets önskan om kontroll av hela produktionsapparaten och industrins fokusering på kärnverksamheten, vilket minskar incitamenten att ge sig in i ett spillvärmesamarbete. En annan begränsning för att använda spill- värme är att värmesänkan i form av ett fjärrvärmesystem är liten i förhållande till överskottet och avståndet till annan värmesänka är långt. I båda fallen kan investeringen bli alltför hög i förhållande till möjliga intäkter. 
 Enligt samma rapport är en av de viktigaste faktorerna för att få till stånd en utbyggnad av spillvärmen att det etableras ett bra sam- arbete mellan de producerande företagen och energiföretagen. De spillvärmeprojekt som hittills lyckats bra har karaktäriserats av detta, samt att det finns eldsjälar som driver projektet. 
 En försiktig men optimistisk bedömning av tillkommande spill- värmepotential kan vara  
 3–4 
  TWh om dagens industristruktur be- står. 
  
 3  
 Sv Fjärrvärme, Industriell spillvärme, processer och potentialer, juni 2002. 
 370 
 Bilaga 2 
  
 7.2 
  
 Potential för avfallsförbränning 
  
 Från och med 1 januari 2002 är det förbjudet att deponera utsor- terat brännbart avfall. När förbudet trädde i kraft fanns det inte tillräcklig kapacitet för att förbränna avfall. För allt avfall som de- poneras betalas en deponiavgift på 370 kr per ton, vilket gör att brännbart avfall är mycket konkurrenskraftigt gentemot andra bränslen. Anläggningsägarna får betalt för att ta hand om avfallet - bränslet. 
 Under förra året, 2002 brändes 2,7 miljoner ton avfall, varav 1,7 miljoner ton hushållsavfall. Enligt en prognos 
 4  
 kan antalet för- bränningsanläggningar öka från dagens 24 till 48 mellan åren 2002 och 2008. Det skulle, enligt rapporten, innebära en kapacitets- ökning från 2,7 till 5,4 miljoner ton per år, dvs. en fördubbling. Av den prognostiserade ökningen är dock bara 1,6 miljoner ton beslu- tade anläggningar, vilket motsvarar en ökning med 60 procent från dagens 2,7 miljoner ton. 
 I diagrammet nedan visas hur avfallsförbränningens andel av den totala fjärrvärmeproduktionen har ökat från 1980. I dag uppgår den till cirka 10 procent. 
 Figur 10. Avfallets andel av den totala bränslekonsumtionen i fjärr- värmesektorn,  
 1980–2001. 
  
 Källa: Energiläget Energimyndigheten. 
  
 4  
 Naturvårdsverket, Uppföljning av deponeringsförbud, rapport 5298, 2003. 
 371 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 I de svenska fjärrvärmenäten finns det en fortsatt efterfrågan på avfallsvärme, framför allt eftersom den är ett ekonomiskt bättre alternativ än befintlig värmeproduktion i och med deponiskatten. Avfallspannor lämpar sig bäst som baslastpannor och till viss del som mellanlastpannor, varför de är lämpligast att ansluta till stora fjärrvärmenät (större än 60 GWh/år). 
 Energiutvinningen från avfallsbränsle i fjärrvärmesystemen upp- går till mellan 5 och 6 TWh 
 5 
 . Med den ökning av förbrännings- kapaciteten, som i dag är beslutad, skulle energiutvinningen kunna öka med  
 2–3 
  TWh. 
  
 7.3 
  
 Övrig potential 
  
 Potentiell värmeenergi som skulle kunna tillföras fjärvärme- systemen är bland annat återvunnen energi hos anslutna kunder och eventuell överskottsvärme från småskalig kraftvärme. Hur stora dessa potentialer är har inte närmare kartlagts inom ramen för den här utredningen. Nedan belyses den typen av potentialer ur ett principiellt perspektiv. 
 Det finns i dag ett antal större fjärrvärmekunder som har avtal med fjärrvärmebolaget som möjliggör att de levererar överskotts- värme till fjärrvärmenätet. Ofta tillåts att energin levereras i fjärr- värmens returledning men det finns även de som levererar till framledningen. Det bedöms som mindre sannolikt att denna typ av överskottsvärme håller sådan kvalitet, temperatur och mängd, att den kan säljas till en tredje part via ett fjärrvärmesystem med tredjepartstillträde. Däremot är vår uppfattning att det är positivt om det via någon form av reglering är möjligt att underlätta för kunder att leverera eventuellt överskott av värmeenergi till nätet via en uppgörelse med energibolaget. 
 Samma möjlighet bör skapas för de aktörer som i en framtid eventuellt bygger enskild småskalig kraftvärme. Framför allt för- knippas småskalig kraftvärme med naturgas som beroende på el- och bränsleprisutveckling samt framtida energiskatter kan bli ett intressant alternativ, med möjlighet till ökad elproduktion som på- drivande kraft. Införs ett obegränsat tredjepartstillträde kan sanno- likt större sådana anläggningar kompletteras med spetslastanlägg- ningar och bli en leverantör av prima värme via ett fjärrvärmenät. 
  
 5  
 Uppgiften varierar mellan olika källor. 
 372 
 Bilaga 2 
 8 Dagens skattesystem 
 Utgår man från dagens energiskatter är energibolagen hårdare be- skattade än nya tänkbara konkurrerande aktörer, exempelvis indu- strier som levererar värme eller avfallsbolag med egen energi- produktion. Därför bör dagens energiskatter underlätta ett tredje- partstillträde. 
 Såväl energiproduktion i industrin som hos energibolagen har stöttats med styrmedel i form av bidrag till bland annat ökad elpro- duktion med förnybara bränslen. Hur detta har påverkar konkur- rensförhållandet har inte undersökts inom ramarna för denna ut- redning. 
 Från och med 2004 ändras energibeskattningen så att kraft- värmens konkurrenskraft stärks och likställs med industrins ener- gibeskattning. På marginalen försämrar det industrins och avfalls- bolagens konkurrensfördel, men bör inte ha någon avgörande be- tydelse för förutsättningarna för tredjepartstillträde. 
 Det har inte inom ramen för den här utredningen ingått att ana- lysera hur en total omläggning av energiskattesystemet till ett system med lägre produktionsskatter och högre konsumtions- skatter underlättar för ett införande av tredjepartstillträde. Skatte- komponenten i produktionsledet är en betydande kostnad och för- ändringar av den kan förändra körordningen mellan olika anlägg- ningar på ett drastiskt sätt. Skulle denna osäkra kostnadskom- ponent försvinna i produktionsledet skulle planeringsförutsätt- ningarna för driftoptimeringen förenklas. Även vid investerings- beslut innebär en sådan förenkling att planeringsförutsättningarna blir säkrare vilket får till följd att osäkerheten för en ny aktör minskar. Indirekt kan slutsatsen dras att höga produktionsskatter och osäkerhet om hur de kan komma att förändras kan vara ett hinder för införande av tredjepartstillträde. 
  
 8.1 
  
 Skatt på värmeproduktion 
  
 Den värme som levereras i fjärrvärmenäten har olika ursprung och produceras med olika typer av bränslen eller energikällor. Beroende på ursprung och bränsle ser också beskattningen olika ut. Värme- produktion beskattas olika om pannan står hos ett energibolag eller en industri samt om värmen produceras samtidigt med el i ett kraftvärmeverk eller i ett värmeverk som bara producerar värme. 
 373 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 Fossila bränslen är belagda med  
 energi-, 
  koldioxid- samt svavel- skatt, medan biobränslen är befriade från skatt, se Tabell 4 nästa sida. 
 År 2003 såg skatterelationerna i olika anläggningar för värme- produktion ut enligt Tabell 2. 
 Tabell 2. Andel av energi- och koldioxidskatt på bränslen som be- talas i respektive anläggning 
  
 Energiskatt 
  
 Koldioxidskatt 
  
 Värmeverk 
  
 100 % 
  
 100 % 
  
 Kraftvärmeverk – värmeproduktion 
  
 50 % 
  
 100 % 
  
 Industripanna 
  
 0 % 
  
 26 % 
  
 Från och med januari 2004 kommer skatten att förändras så att kraftvärmeproduktion i fjärrvärmesystem likställas med industrin i skattehänseende. 
 För år 2004 kommer skatterelationerna i de olika anläggningar att se ut enligt Tabell 3. Kostnaden för värmeproduktion med be- skattade bränslen i ett kraftvärmeverk kommer därmed att sänkas kraftigt. 
 Tabell 3. Andel av energi- och koldioxidskatt på bränslen som be- talas i respektive anläggning 
  
 Energiskatt 
  
 Koldioxidskatt 
  
 Värmeverk 
  
 100 % 
  
 100 % 
  
 Kraftvärmeverk – värmeproduktion 
  
 0 % 
  
 26 % 
  
 Industripanna 
  
 0 % 
  
 26 % 
  
 Källa: Prop 2003/04:1, Riksdagsbeslut 031119. 
 I Tabell 4 jämförs de gällande skattesatserna för  
 koldioxid-, 
  energi- och svavelskatt för olika bränslen. Den generella nivå på koldiox- idskatten är i dag 76 öre per kilo koldioxid men kommer att höjas till 90 öre per kilo koldioxid nästa år. 
 374 
 Bilaga 2 
 Tabell 4.  
 Energi-, 
  koldioxid- och svavelskatt 2003, exklusive moms 
  
 Bränsle 
  
 Energiskatt 
  
 Koldioxidskatt 
  
 Svavelskatt 
  
 Eldningsolja 5, kr/m3 
  
 720 
  
 2174 
  
 108 
  
 Kol, kr/ton 
  
 307 
  
 1892 
  
 150 
  
 Naturgas, kr/1000 m3 
  
 233 
  
 1628 
  
 0 
  
 Trädbränslen, kr/ton 
  
 0 
  
 0 
  
 0 
  
 Torv, kr/ton 
  
 0 
  
 0 
  
 10 
  
 Hushållsavfall, kr/ton 
  
 0 
  
 0 
  
 0 
  
 Övriga utsorterade avfallsfraktioner, kr/ton 
  
 0 
  
 0 
  
 0 
  
 Källa: RSV, 2003. 
 Spillvärme är inte belagd med någon skatt. Avfall är belagd med en deponiavgift på 370 kronor per ton, vilket gör att de som för- bränner avfall kan ta betalt för att ta emot bränslet. Antas hushålls- avfall motsvarar det knappt 140 kronor per MWh bränsle. 
 I diagrammet nedan redovisas en bedömning av bränsle- kostnaden, vilket lite förenklat kan anses utgöra den rörliga kost- naden, för värmeproduktion i ett kraftvärmeverk samt i en het- vattenpanna i ett värmeverk. Bränslekostnaden i ett kraftvärmeverk är lägre eftersom bränslet belastas med halva energiskatten. 
 Bränslepriserna kan variera men nedan anges typnivåer. Spill- värme, kan beroende på hur investeringen fördelats och vilka av- talskonstruktiner detta lett till, variera mellan 0 och 200 kronor per MWh, eller mer. Här antas 100 kronor per MWh. 
 375 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 Figur 11. Rörliga kostnader för värmeproduktion i kraftvärmeverk respektive värmeverk 2003 
 Källa:  
 ÅF-Energi 
   Miljö. 
 Som jämförelse till dagens skatterelationer på värmeproduktion redovisas även utfallet för skattesituationen 2004, med en för- ändrad kraftvärmebeskattning. 
 Figur 12. Rörliga kostnader för värmeproduktion i kraftvärmeverk, industri och värmeverk 2004 
 Källa:  
 ÅF-Energi 
   Miljö. 
 376 
 Bilaga 2 
 Skattesituationen och kostnadsbilden ser således mycket olika ut för de aktörer som är tänkta att konkurrera i ett fjärrvärmesystem. Hittills har värmeproduktion i hetvattenpannor varit högst be- skattade men även värmeproduktion i kraftvärmeverk har haft en högre skatt än motsvarande inom industrin. I jämförelserna ovan har inte hänsyn tagits till hittillsvarande möjlighet att hänföra obe- skattade bränslen till värmeproduktion i kraftvärmeverken och be- skattade bränslen till elproduktion. Från och med 2004 tas den möjligheten bort och all bränsleanvändning proportioneras, i be- skattningshänseende, med hänsyn till hur mycket som gått till el- respektive värmeproduktion. 
  
 9 
  
 Konkurrensutsättning av driften, ett alternativ till tredjepartstillträde? 
  
 Kan konkurrensutsättning av driften i fjärrvärmeanläggningen och näten vara ett alternativ till tredjepartstillträde? Frågeställningen utgår ifrån att driften av enskilda anläggningar i dag inte sker effek- tivt utan att en  
 out-sourcing 
  skulle sänka kostnaderna. 
 Inledningsvis beskrivs att ett fjärrvärmesystem består av olika typer av produktionsanläggningar, alla med sin givna roll och plats i systemet och ett distributionsnät, där ledningsdimensionerna i varje del är anpassade till var produktionsanläggningarna ligger och hur värmelasten i nätet är fördelad. I dag sker en driftoptimering av hela systemet och inte av enskilda anläggningar, för en minimering av de totala produktionskostnaderna. 
 Vid en  
 out-sourcing 
  av driften av en anläggningen till en utomstående entreprenör blir affären en annan. Utformning av av- tal påverkar naturligtvis hur hela systemkostnaden och därmed fjärrvärmepriset påverkas. Vid en konkurrensutsättning av driften av anläggningen är det i första hand personalkostnader, vissa admi- nistrativa kostnader samt eventuellt även rutinerna för underhåll av anläggningen som påverkas. Bränslekostnaden som är den enskilt största rörliga kostnaden för värmeproduktion påverkas inte. 
 Tekniskt finns det då inget som talar för att kostnaderna i systemet skulle sänkas, annat än marginellt, vid en konkurrens- utsättning av driften av enskilda produktionsanläggningar. Den totala rörliga kostnaden i den enskilda anläggningen påverkas i än mindre grad eftersom andra rörliga kostnader dominerar. 
 377 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 Fortum Värme (dåvarande Birka) och Vattenfall har internt provat en organisation som bygger på en uppdelning mellan ägande och drift av anläggningar. Båda företagen har valt att delvis gå till- baka till en organisationsform där ägande och drift hänger ihop i ett bolag. Att ha två organisationer som arbetade mot olika mål, ansågs inte fungera. 
 Vid en diskussion med några olika fjärrvärmeaktörer kom även frågeställningar upp kring i vilken utsträckning något energibolag skulle vara intresserade av att överlämna driften av sina anlägg- ningar till en entreprenör. Produktionsanläggningarna är ju i allra högsta grad kärnverksamhet och normalt  
 Johnson 
  verksamhet som inte tillhör kärnverksamheten. Så sker till exempel när indu- strin överlämnar driften och ofta även ägandet av sina energi- anläggningar till ett energibolag. 
 I dag finns oss veterligen inga hinder för upphandling av driften av energiproduktionsanläggningar. 
 Om inte tanken är att en sådan upphandling skall vara tvingande, finns i dag inga tydliga incitament för att så kommer att ske. Av den anledningen kan inte en konkurrensutsättning av driften anses utgöra ett alternativ till tredjeparttillträde. 
 10 Tredjepartstillträde i andra länder 
 Frågan beträffande studier av tredjepartstillträde i fjärrvärme- system, i andra länder, gavs låg prioritet vid upphandling av före- liggande utredning. 
 Tredjepartstillträde, i den meningen att en fristående värme- leverantör, får tillträde till ett distributionsnät och kan teckna avtal med kunder i konkurrens med ett befintliga energibolaget förefaller inte finnas i några andra länder. Vi har dock inte haft möjligheten att göra en fördjupad studie i frågan inom ramarna för denna ut- redning. 
 Det finns lösningar som ibland beskrivs som tredjepartstillträde. I till exempel Köpenhamn har man ett produktionssamarbete med en organisation där produktion, transmission och distribution ägarmässigt är åtskilda. Köpenhamn och kommunerna runt om- kring försörjs från en gemensam transmissionsledning, vilken ägs gemensamt av kommunerna. Produktionen samordnas och fjärr- värmetaxan sätts till ett självkostnadspris. Anläggningarna kon- kurrerar egentligen inte, men systemkostnaden i hela nätet mini- 
 378 
 Bilaga 2 
 meras genom att produktionssamarbete sker. Dessa lösningar kan dock inte betraktas som tredjepartstillträde, utan skall mera ses som en uppdelning i olika roller. 
 I några östeuropeiska länder har de delvis öppnat för tredje- partstillträde i lagstiftningen på energiområdet i samband med en omstrukturering och privatisering av energimarknaderna. Dock har de inte nått så långt att tredjepartstillträde har införts i något land. 
 Exempel på länder som öppnat för en ökad konkurrens i fjärr- värmesystemen är Litauen, Tjeckien och Polen. Lagstiftningen föreskriver att värmekonsumenterna skall försörjas med fjärrvärme från den mest kostnadseffektiva producenten, förutsatt att denne kan tillhanda hålla rätt kvalitet på sina värmeleveranser. De, oftast kommunala energibolagen, tvingas därför köpa värme från en obe- roende leverantör om den kan tillhandahålla värme till en lägre kostnad. Om så inte sker går det överklaga till en myndighet för prisövervakning på energiområdet. I Litauen ställs också krav på delvis kommunalt ägande av näten. 
 11 Strategiska frågeställningar att belysa 
 ÅF har fått i uppdrag att se över de tekniska förutsättningarna för införande av tredjepartstillträde i fjärrvärmesystemen. Eftersom tekniken sällan kan frikopplas helt från ekonomiska, miljömässiga och andra begränsningar, lyfter vi här fram några frågeställningar som bör utredas ytterligare för att en mer fullständig bild av de tekniska förutsättningarna skall kunna ges. 
 Dessa är: 
  
 Hur skall nätkostnaderna fastställas och fördelas? 
  
 Förutsättningar för fortsatt fjärrvärmeutbyggnad? 
  
 Investeringsvilja för kraftvärmeutbyggnad? 
  
 Förutsättningar för spillvärmeutbyggnad? 
  
 Miljökonsekvenser? 
  
 Fördjupad analys av vilka aktörer som kommer att vara aktiva som tredjepart, finns det några? 
  
 Hur skall en marknad som ger kunderna valfrihet och fri rörlig- het skapas? 
  
 Hur kommer fjärrvärmetaxorna att påverkas? 
  
 379 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 Vi har kommenterat frågeställningarna, men det har inte ingått i uppdraget, och ej heller funnits tid, att ge en mer fullödig analys av dessa. 
 I dag är småhuskundernas nätkostnader ofta subventionerade på andra kunders bekostnad. Vem bär kostnaderna för en fortsatt ut- byggnad av fjärrvärme till exempelvis småhus? Värmeförlusterna varierar i olika delar av enskilda nät, hur skall en fördelning av kostnaderna ske? 
 Förutsättningarna för en fortsatt utbyggnad av fjärrvärme bör generellt ses över. 
 Att investera i ett kraftvärmeverk är förenat med stora kapital- kostnader och en risk. De biobränsleeldade verk som byggs i dag har i stor utsträckning fått statliga investeringsbidrag. Genom en förändrad kraftvärmebeskattning kommer sannolikt beslut fattas om investeringar i nya gaskombianläggningar. Beslut om att upp- föra en kraftvärmeanläggning är strategiska och långsiktiga. En av- reglering av fjärrvärmenäten ökar riskexponeringen och kan därför inverka menligt på en fortsatt utbyggnad av kraftvärme. Samma resonemang kan föras kring fler typer av anläggningar, exempelvis avfallsförbränningsanläggningar. 
 Det är inte givet att tredjepartstillträde gynnar ett ökat spill- värmeutnyttjande. Flera rapporter, som bland annat ÅF tagit fram, visar på hur viktigt ett långsiktigt och ömsesidigt förtroende mellan två stabila parter är, för att få till stånd spillvärmeprojekt. Likaså är det viktigt att parterna utnyttjar varandras kompetens om respek- tive anläggningar för att samarbetet skall bli lyckosamt. Industrin har sällan själv den kompetens eller de incitament som krävs för att genomföra ett spillvärmeprojekt. Industrin ligger ofta på ett sådant avstånd från fjärrvärmeunderlaget att det krävs en längre ledning för att nå nätet. I spillvärmeprojekt kan transmissionsledningen vara den dominerande investeringen. Kommer nätbola- get/energibolaget vara intresserade av att investera i en ledning när deras värmeleverans eventuellt riskerar att konkurreras ut av indu- strins leveranser? Har industrin incitament att finansiera ledningen eller betala en hög anslutningsavgift för att leverera spillvärme? I dag betalar många industrier spillvärmeinvesteringar genom att leverera spillvärmen gratis eller till kraftigt reducerat pris de första åren. Investeringskapital, löpande utgifter och kompetens kon- centreras i stället till kärnverksamheten. 
 Med ett scenario att ett tredjepartstillträde kommer att leda till fler och mindre anläggningar i näten, inklusive en försämrad drift- 
 380 
 Bilaga 2 
 optimering, kan användningen av fossila bränslen komma att öka. Vilka blir egentligen miljöeffekterna? 
 Vilka aktörer kommer att agera som tredjepart? Sannolikt kommer få, om ens några industrier att utveckla energitjänster inom sin verksamhet. De har varken kompetensen eller marknads- förutsättningarna för att börja sälja värme till slutkund. 
 Vi har översiktligt diskuterat frågan med några industrier, men de har inte visat något intresse för den typen av affärer. Inom upp- draget har vi intervjuat en rad energibolag. Inte heller de visar ett större intresse för att gå in som tredjepart i någon annans nät. Riskerna och kostnaderna är för stora. Det kan kanske finnas andra aktörer eller andra former för hur tredjepartstillträde kan komma tillstånd i praktiken. Hur ställer sig avfallsbolagen? 
 Hur är det möjligt att åstadkomma en marknad som ger värme- kunderna valfrihet och att fri rörlighet skapas? Innebär begräns- ningarna i nätet och behovet av att optimera produktionen att kun- dernas situation inte förändras? Behövs någon form av fristående marknadsplats och vilket utrymme finns för en sådan lösning? 
 Hur kommer ett tredjepartstillträde, om det kommer tillstånd i praktisk utövning, att påverkar fjärrvärmetaxorna. Med scenariot, återigen, fler och mindre anläggningar och flexiblare drift på be- kostnad av systemoptimering kan de totala produktionskost- naderna komma att öka. Ger valfriheten lägre taxor eller har den ett pris? 
 12 Slutsatser 
 Syftet med denna rapport är att belysa de tekniska förutsättning- arna för (ett obegränsat) tredjepartstillträde i fjärrvärmesystemen. En frågeställning kring vad som är tekniskt möjligt kan i de flesta sammanhang besvaras med att det är möjligt, men det är andra faktorer som begränsar, i allmänhet det ekonomiska utrymmet. 
 Svaret på frågeställningarna kan bli tre: 
  
 1. 
  
 Tekniska förutsättningar för ett obegränsat tredjeparts- tillträde finns ej. Däremot kan olika åtgärder som underlättar för nya aktörer att verka i ett system utvecklas. Alla sådana åt- gärder kan sägas skapa ett begränsat tredjeparts tillträde. 
  
 2. 
  
 Bortses från bland annat ekonomi och optimal drift av anlägg- ningar, är det tekniskt möjligt att flera aktörer producerar och distribuerar värme i ett gemensamt fjärrvärmesystem. Tekniskt 
  
 381 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 bedöms det även vara möjligt att skapa förutsättningar för er- forderlig mätning. 
  
 3. 
  
 Den nyanserade bilden blir ändå att det finns en hel del tek- niska begränsningar möjligheterna att införa tredjepartstillträde i fjärrvärmesystemen. 
  
 I kapitel 4 ställs en rad funktioner upp som bedöms vara grundför- utsättningar för ett tredjepartstillträde. Nedan dras slutsatser kring hur dessa funktioner är tillgodosedda i dagens fjärrvärmesystem samt vilka slutsatser som kan dras kring övriga frågor som skall be- svaras i utredningen. 
  
 12.1 
  
 Alternativa inmatningspunkter i nätet 
  
 En tredjepartsleverantör i ett nät kan vara en befintlig spillvärme- leverantör eller ett avfallsbolag med egen förbränningsanläggning, eller helt nya aktörer som etablerar en ny energiproduktions- anläggning. De förstnämnda har en given plats i fjärrvärmesystemet och nätet är dimensionerat för att ta emot den värme de kan leve- rera. Nya aktörer måste hitta en lämplig anslutningspunkt för sina energileveranser alternativt ta över befintliga anslutningar (anlägg- ningar). 
 De flesta nät har en så kallad trädstruktur med klenare lednings- dimensioner ju längre ut på nätet man kommer. Nya, tillkommande värmeleveranser måste därför i de flesta fall tillföras i systemets rot. Det gör att antalet inmatningspunkter är begränsat, lika så antalet tänkbara platser för ny energiproduktion. 
 Nätets struktur och dimensioner är inte bara en begränsning vad avser tillförsel av värme till näten. Flöden och temperaturer är dimensionerade för de anläggningar som finns i nätet. Nya anlägg- ningar eller förändrad drift av befintliga anläggningar inklusive en större flexibilitet i antalet driftsfall, kan också kräva andra tekniska prestanda hos nätet. 
 För att skapa en tekniskt optimal situation för tredjeparts- tillträde skulle de flesta nät behöva byggas ut med tvärförbindelser och kraftigare dimensioner. Tekniskt är det i de flesta fall möjligt. I första hand är det ekonomin som är begränsande. Det kan även vara problematiskt att bygga ut nätet i en tätbebyggd stadsmiljö. Här finns det även vissa tekniska begränsningar. Ytterligare en följdfråga är vem skall stå för den investeringen? 
 382 
 Bilaga 2 
  
 12.2 
  
 Möjlighet att mäta effekt- och energiförbrukning kontinuerligt 
  
 Det sker en ständig utveckling av mätmetoderna för fjärrvärme- förbrukning. Det finns också bestämmelser för att mätare måste bytas ut och kalibreras vart femte år. Stora kunder har i dag i regel induktiva mätare med fjärravläsning av både effekt och energi. På sikt blir allt fler kunder anslutna till sådana system. Mät- och kommunikationsutrustning utvecklas och blir billigare. 
 Tekniskt utgör inte möjligheterna att mäta effekt och energi en begränsning för tredjepartstillträde i fjärrvärmesystemen. De eko- nomiska förutsättningarna kan däremot vara begränsande på kort till medellång sikt. 
 Både såväl tekniska som ekonomiska möjligheter begränsar också noggrannheten i mätningarna av värme, vilken inte kan ske med samma precision som vid mätning av el. Huruvida denna be- gränsning kan få avtalsmässiga och juridiska konsekvenser med flera aktörer i systemet bör utredas. 
  
 12.3 
  
 Bör man skilja på nät och produktion? 
  
 Fjärrvärmeverksamheten jämförs ofta med elmarknaden. För- utsättningarna inför ett tredjepartstillträde skiljer sig emellertid kraftigt åt. Fjärrvärmesystemen består av ett fåtal anläggningar där varje anläggning har sin specifika roll i det lokala energisystemet medan elmarknaden består av hundratals anläggningar. Fjärrvärme- systemen har en i geografin lokal begränsning, medan elmarknaden når över nationsgränser. 
 I fjärrvärmenäten har all produktion en aktör som huvudman och vanligast är att denne äger både anläggningar och nät samt ansvarar för all försäljning av värme till slutkunder anslutna till nätet. På elmarknaden fanns det före avregleringen flera lokala marknader som hängde ihop geografiskt genom stamnätet, ägt av staten. 
 Vår bedömning är att det tekniskt är mindre lämpligt att skilja på driften av produktionsanläggningar och nät. Den som skall sköta driften av näten måste bygga upp kompetens och ha kunskap om hur olika anläggningar kan kombineras för att en optimal drift skall kunna säkerställas. Även om en speciell nätoperatör skaffar sig och utvecklar denna kompetens måste han sannolikt ha kraftfulla 
 383 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 verktyg och ha möjlighet att via restriktioner av olika slag styra över driften. 
 Med en utveckling där såväl en nätoperatör som den som driver olika värmeproduktionsanläggningar måste upprätthålla system- teknisk kompetens och kompetens vad innebär samkörningen av olika typer av anläggningar kan kostnaderna bli höga och dessa drabbar i slutändan värmekunderna. Rent teknisk finns det dock, enligt vår bedömning, inte några oöverstigliga hinder för att sepa- rera nät och produktion. 
  
 12.4 
  
 Balansansvar 
  
 Balansansvar är inget klart definierat begrepp inom fjärrvärme- verksamhet. Balansansvar, tolkat med utgångspunkt från fjärr- värmeverksamhet hänger både ihop med driftsstyrning, effekt och reservkapacitet. 
 Grundläggande för driftsstyrning i ett fjärrvärmesystem är att värmeproduktionen i nätet skall följa kundernas efterfrågan. Reglertekniskt är ett fjärrvärmenät ett komplicerat objekt. För att alla kunder skall få rätt värme krävs rätt flöden, tryck och framled- ningstemperatur i nätets alla delar. Det måste därför finnas någon som är ytterst ansvarig för att fjärrvärmesystemet fungerar. 
 I dag optimeras fjärrvärmesystemet efter de driftsfall som uppstår och de enskilda anläggningarnas produktion styrs centralt vad avser temperaturnivåer och tryck. Pumpar och ventiler i nätet anpassas också kontinuerligt för en optimal drift av hela systemet. Vid ett tredjepartstillträde med fler oberoende leverantörer ökar behovet av driftsövervakning och styrning. 
 Den som utses som balansansvarig bör ha tillräcklig makt för att kunna styra och kontrollera systemet. Omloppstiden är mycket lång i fjärrvärmesystem. Det kan därför ta timmar innan fel upp- täcks, till exempel om någon levererar för mycket eller för lite värme till nätet. Det tar dessutom sedan flera timmar innan syste- met åter är i balans. 
 Vår bedömning är att den aktör som har flest produktions- anläggningar, och som sannolikt äger nätet, bör vara balansansvarig. Den som har balansansvaret kan ändå behöva ha avtal med andra producenter i nätet för att kunna säkerställa att balansen upprätt- hålls. 
 384 
 Bilaga 2 
 Även om en leverantör åtagit sig att leverera värme enligt avtalet kan det i en driftsituation uppstå störningar så att dennes leve- ransåtaganden inte kan fullgöras. Den balansansvarige måste därför ha kontroll över anläggningar med tillräcklig kapacitet. Anlägg- ningarna måste också vara lokaliserade på rätt ställe i nätet. 
  
 12.5 
  
 Reservkapacitet måste upprätthållas 
  
 Alla typer produktionsanläggningar kan av olika skäl sluta fungera. Det måste därför finnas reservkapacitet som minst motsvarar den största anläggningen i nätet. Den som åtar sig att leverera värme till en kund måste antingen själv ha tillräckligt med effekt för att för- sörja sina kunder eller via avtal förvissa sig att det finns kapacitet för värmeleverans från annan leverantör. 
 Genom nätens struktur har kundernas placering i relation till värmeleverantören betydelse för dennes möjligheter att uppfylla sina åtaganden. I en fungerande driftsituation där samtliga anlägg- ningar är tillgängliga, har alla kunder förutsättningar att få värme oberoende av plats i nätet i förhållande till sin leverantör. Vid stör- ningar drabbas de kunder som ligger närmast den anläggning som har problem, oberoende av vem de har valt som leverantör. 
 Den mest lämpade att ta effektansvaret är den som förfogar över de anläggningar är anpassade för ändamålet och är rätt lokaliserade, det vill säga dagens reservkapacitet. I dag är det, det energibolag som driver fjärrvärmeverksamheten som förfogar över dessa an- läggningar. Införs tredjepartstillträde med en fristående nätope- ratör bör det sannolikt ligga på denne att administrativt ansvara för att reservkraft finns tillgänglig om ordinarie produktionsanlägg- ningar faller bort. Huruvida dessa skall ägas av nätoperatören eller andra aktörer har inte närmare utretts eftersom frågan inte främst är av teknisk natur. 
  
 12.6 
  
 Teknisk potential för fler aktörer 
  
 Tekniskt finns en potential för ökade spillvärmeleveranser och ökad avfallsförbränning. Potential för tillkommande värmeleve- ranser från dessa typer av produktionsanläggningar kan vid en översiktlig bedömning uppgå till  
 5–7 
  TWh de närmaste fem åren 
 385 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 och med dagens industristruktur. Det motsvarar i storleksord- ningen 10 procent av dagens fjärrvärmeleveranser. 
 Enligt Svensk Fjärrvärmes prognoser kommer fjärrvärmen att fortsätta att expandera på värmemarknaderna. Fjärrvärmeleve- ranserna kan enligt prognosen uppgå till 60 TWh, 2010, vilket innebär en ökning med 10 TWh från dagens nivåer. 
 På nationell nivå finns därmed en teknisk potential för fler aktö- rer och utökade leveranser. Frågeställningen är emellertid inte bara en teknisk fråga. Hur det potentiella behovet av värme i fjärrvärme- systemen skall produceras styrs av en rad faktorer. Några bedömer att biobränsleanvändningen har förutsättningar att öka och kraft- värme baserad på naturgas planeras av flera aktörer. 
 Mindre aktörer som endast kan leverera värmeenergi under delar av året eller dygnet och endast under vissa tider har möjlighet att leverera prima värme, till exempel anslutna värmekunder som har överskottsvärme, kan enligt vår bedömning inte betraktas som en tredjepartsaktör. De åtgärder som kan underlätta för sådana aktö- rer att leverera värme till systemet måste troligtvis vidtas i sam- arbete med en aktör som kan primagöra värmeenergin och ta ansvar för att den säljs till andra kunder i nätet. 
  
 12.7 
  
 Är det någon skillnad på stora och små nät? 
  
 De flesta nät i Sverige är små. Endast knappt 10 procent, eller sammanlagt 22 nät har energileveranser över 500 GWh per år. I diagrammet visas storleksfördelningen med avseende på energi- leverans mellan näten i Sverige. 
 386 
 Bilaga 2 
 Figur 13. Storleksfördelning av fjärrvärmenät men avseende på energileverans, BradyKälla: Svensk Fjärrvärme, ÅF. 
 Skillnader mellan stora och små nät är generellt sett nätstruktur, antal produktionsanläggningar och storleken på värmeunderlaget. Små nät har oftast en mer renodlad trädstruktur medan större nät oftare har alternativa matningsvägar för sina värmeleveranser. 
 Det finns inga rent tekniska hinder att samköra olika produk- tionsanläggningar i ett fjärrvärmenät. Det sker varje dag i befintliga fjärrvärmenät. Rent praktiskt kan de bli komplicerat med olika ägare och flera operatörer i en och samma produktionsanläggning. En konsekvens av detta blir att utrymmet för flera aktörer i små nät blir begränsat, eftersom flera av de små fjärrvärmenäten endast har en produktionsanläggning förutom några mindre oljepannor för topplast och reserv. 
 I stora nät finns det ett stort antal produktionsanläggningar och sannolikt försvåras och suboptimeras driften av dessa om ett stort antal oberoende aktörer med olika mål och strategier skall samköra anläggningarna. Redan i dagens situation med en operatör kan det vara problematisk för driftsansvariga vid de olika anläggningarna att alltid köra anläggningarna så att en optimal drift uppnås för hel- heten. 
 387 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 12.8 
  
 Kan konkurrensutsättning av driften vara ett alternativ? 
  
 Konkurrensutsättning av driften av en anläggning förutsätter att den som äger och driver anläggningen ser en vinst med ett sådant förfarande. För ett energibolag utgörs kärnverksamheten av ener- giproduktion inklusive en optimal drift av de egna anläggningarna. Normalt  
 Johnson 
  inte den egna kärnverksamheten. För kommunalt ägda energibolag kan en upphandling av driften av pro- duktionsanläggningarna eventuellt vara intressant. 
 Vid värmeproduktion utgör bränslet den största rörliga kostna- den, medan personalkostnader och övriga driftskostnader svarar för en mindre del. Vid en konkurrensutsatt upphandling av driften av anläggningar är det därför endast en mindre del av de rörliga kostnaderna som påverkas. Tekniskt finns det inget som talar för att kostnaderna i systemet skulle sänkas mer än mycket marginellt. Avgörande är också hur upphandlingen ser ut och hur systemet optimeras i övrigt. 
 I dag finns inga hinder för driftupphandling av energiproduk- tionsanläggningar. Om inte tanken är att en sådan upphandling skall vara tvingande, finns i dag inga tydliga incitament för att så kommer att ske. Av den anledningen kan inte en konkurrensut- sättning av driften anses utgöra ett alternativ till tredjepartstill- träde. 
  
 12.9 
  
 Är nuvarande skattesystem en begränsning? 
  
 Dagens skattesystem bidrar generellt sett till lägre rörliga kost- nader för spillvärme och avfallseldade anläggningar. Biobränslen som står för över hälften av energitillförseln i fjärrvärmesystemen är också obeskattade. Däremot beskattas värmeproduktionen med fossila bränslen i kraftvärmeverk. För värmeproduktion i topplast- och reservanläggningar i fjärrvärmesystemen används främst olja, vilken beskattas fullt ut. Totalt medför det värmeproduktionen i befintliga fjärrvärmessystem totalt sett är hårdare beskattad än hos tillkommande tänkbara konkurrerande leverantörer, med antagan- det att dessa baseras sin produktion på spillvärme eller avfall. 
 Dagens skattesystem gynnar därmed tredjepartstillträde på mar- ginalen. Från och med 2004 förändras dock beskattningen till ener- 
 388 
 Bilaga 2 
 gibolagens fördel, då kraftvärmebeskattningen likställs med indu- strins mottrycksproduktion. 
 Det har inte inom ramen för den här utredningen ingått att ana- lysera hur en total omläggning av energiskattesystemet till ett system med lägre produktionsskatter och högre konsumtions- skatter underlättar för ett införande av tredjepartstillträde. Skatte- komponenten i produktionsledet är en betydande kostnad och för- ändringar av den kan förändra körordningen mellan olika anlägg- ningar på ett drastiskt sätt. Skulle denna osäkra kostnads- komponent försvinna i produktionsledet skulle planeringsför- utsättningarna för driftoptimeringen förenklas. Även vid invester- ingsbeslut innebär en sådan förenkling att planeringsförutsätt- ningarna blir säkrare vilket får till följd att osäkerheten för en ny aktör minskar. Indirekt kan slutsatsen dras att höga produktions- skatter och osäkerhet om hur de kan komma att förändras kan vara ett hinder för införande av tredjepartstillträde. 
  
 12.10 
  
 Utgör kraftvärme en driftsteknisk komplikation? 
  
 Kraftvärme utgör inte någon driftsteknisk komplikation för ett tredjepartstillträde. Däremot kan en situation med tredjepartstill- träde utgöra en begränsning för kraftvärmeproduktionen. 
 Produktionen i ett kraftvärmeverk styrs av rådande elpris och tillgängligt värmeunderlag. Vid minskat värmeunderlag måste de flesta kraftvärmeverk dra ned på sin elproduktion, oavsett elpris. I dag kan ett fjärrvärmeföretag med flera produktionsanläggningar optimera driften så att kraftvärmeverket får företräde till värmeun- derlaget om elpriset är högt. Vid ett tredjepartstillträde råder det konkurrens om värmeunderlaget. Det kan innebära att kraftvärme- verket inte kan gå i full drift, eller måste stänga ned, trots att efter- frågan på el är hög. Samhällsekonomiskt kan det bli en sub- optimering om ett lokalt fjärrvärmesystem optimeras på bekostnad av elmarknaden. I det lokala fjärrvärmenätet kan däremot kostna- derna sänkas kortsiktigt, om exempelvis billigare spillvärme kan ersätta kraftvärme. Vilka konsekvenserna blir långsiktigt och totalt, vad avser värmepriset till kund om till exempel en kraftvärme- anläggning inte kommer till stånd eller att en befintlig helt läggs ned, är svårare att bedöma. 
 389 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 12.11 
  
 Finns tredjepartstillträde i grannländerna? 
  
 Nej, tredjepartstillträde enligt den definition som utreds här finns inte i grannländerna. 
  
 12.12 
  
 Övriga frågor 
  
 De tekniska systemen bör stödja möjligheterna för begränsad miljöbelastning och i övrigt en resurseffektiv drift av fjärrvärme- systemen på kort och lång sikt, vilket i sin tur bör komma fjärr- värmekunderna till godo i form av låga värmekostnader. Indirekt leder minskad miljöbelastning och bättre resursutnyttjande till långsiktigt lägre och stabilare värmepriser. 
 För att uppnå så låga kostnader som möjligt bör en optimering ske av hela systemet. I dag har enskilda anläggningar sina bestämda roller i systemet, som baslast, mellanlast eller topplast beroende på vilken kostnadsbild och teknisk prestanda de besitter. Oftast ut- görs baslasten av en avfalls- eller biobränsleeldad panna, spillvärme eller en värmepump. Baslastanläggningarna är, undantag finns, kapitalintensiva men har låga rörliga kostnader och bör därför ha så långa driftstider som möjligt. Som topplast används vanligen olje- pannor. De har högre rörliga kostnader, genom ett dyrare bränsle, samt ger ett nettoutsläpp av koldioxid. Kraftvärmeverken är i drift när efterfrågan på el är stor på nationell nivå. Ersättningen för pro- ducerad el är då hög, vilket ger en bra totalekonomi för anlägg- ningens drift. 
 I en situation när de olika anläggningarna konkurrerar med varandra optimeras driften i respektive anläggning på bekostnad av hela systemet. Det kan leda till högre totala kostnader samt ökad oljeanvändning. För att en konkurrenssituation skall gynna syste- met bör antalet likvärdiga anläggningar vara betydligt större än vad som är fallet i de svenska fjärrvärmesystemen. 
 Den rådande politiska inriktningen har varit att främja en fort- satt utbyggnad av fjärrvärmen. Därför bör kanske även de tekniska systemen främja en fortsatt utbyggnad av fjärrvärme och kanske även av kraftvärme där så är motiverat. Ett fjärrvärmesystem utgör en starkt avgränsad marknad och för att den skall växa krävs ett värmeunderlag och utbyggnad av ett ledningsnät. 
 Ett marknadsmässigt hinder för tredjepartstillträde är att det i dag endast är en aktör i respektive fjärrvärmesystem som har ett 
 390 
 Bilaga 2 
 kundunderlag och upparbetade kontakter med markanden. Jämfört med avregleringen av elmarknaden där det från start fanns ett stort antal aktörer som hade egna kunder på den stora gemensamma marknad som elmarknaden omfattar. En ny värmeleverantör kan utveckla nya marknader men måste sannolikt konkurrera ut nu- varande leverantör hos ett stort antal kunder för att skapa till- räckligt med värmeunderlag för sina produktionsanläggningar. 
 391 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 13 Litteraturförteckning 
 Energiläget 2002 
 Fjärrvärme, teknik, teori och funktion 
 Tredjepartstillträde i fjärr- värmenät, 2001 
 Statistikunderlag 
 Beskrivning av kraftvärme- anläggningar 
 Utvärdering av fjärrvärme och närvärmeprojekt inom LIP- programmet 
 Utvärdering av spillvärme- projekt inom  
 LIP-programmet 
  
 Energimyndigheten 
 Studentlitteratur, Reeves, 
 Ewing 
 Acosta, KTH, för Svensk Fjärrvärme 
 Svensk Fjärrvärme 
  
 Kaiser 
  Lopez, ÅF, för Svensk Fjärrvärme 
 Edwards, Robinson m.fl., för Naturvårdsverket. Pågår till 2004. 
 Edwards, Robinson m.fl., för Naturvårdsverket. Pågår – 2004. 
  
 Industriell spillvärme – pro- 
  
 Haney, ÅF, för 
  
 cesser och potentialer, 2002 
  
 Svensk Energi. 
  
 Uppföljning av deponerings- 
  
 Naturvårdsverket 
  
 förbuden, 2003 
  
 Intervjuer med representanter för: 
  
 Sydkraft Malmö 
  
 Öresundkraft 
  
 Söder Energi 
  
 Göteborg Energi 
  
 Fortum 
  
 Svensk Fjärrvärme 
  
 Kemira 
  
 392 
 Bilaga 2 
 Appendix: Stockholms, Göteborgs och Östersunds fjärrvärmenät 
 1 Stockholms fjärrvärmenät 
  
 1.2 
  
 Distributionsnät 
  
 Allmänt 
 I Stockholm pågår en ständig utbyggnad av fjärrvärmesystemen. Målet är att cirka 75 procent av bebyggelsen skall vara ansluten till fjärrvärme. Produktion och distribution av fjärrrvärmen sköts av Fortum Värme, som också äger anläggningarna. Fortum Värme ingår i den finska energikoncernen Fortum Oy med finska staten som majoritetsägare. 
 I Stockholm finns tre stora fjärrvärmenät (centrala, södra och västra fjärrvärmenätet), som inte är sammankopplade med varandra. Fortum Värme Lidingö AB producerar och distribuerar fjärrvärme på Lidingö, öster om Stockholm. Under 1998 kopplades systemet till Fortum Värmes centrala fjärrvärmenät i Stockholm. 
 Fortum Värme levererar även fjärrvärme till Sollentuna Energi AB och har fjärrvärmeutbyte med Graninge Järfälla Värme AB i det västra nätet. Skärholmen i södra Stockholm försörjs av Söderenergi AB (Södertälje/Botkyrka). 
 Centrala fjärrvärmenätet 
 Det centrala fjärrvärmenätet försörjer Östermalm, Vasastan, Kungsholmen, norra Djurgården (Frescatiområdet) samt en stor del av Lidingö. På Lidingö finns dels ett större centralt nät, dels ett mindre nät i Södra Sticklinge. På södra Lidingö har även Vattenfall ett lokalt nät i ettnybyggt bostadsområde (Gåshaga). 
 Södra fjärrvärmenätet 
 Det södra fjärrvärmenätet försörjer Södermalm samt de sydöstra förorterna ned till Farsta och Högdalen. Det södra nätet består egentligen av två fjärrvärmenät, Hammarbynätet och Högdalen- 
 393 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 nätet. Dessa två fjärrvärmenät är sammankopplade med en förbin- delseledning med begränsad kapacitet. 
 Västra fjärrvärmenätet 
 Fjärrvärmenätet försörjer det västra Stockholmsområdet mellan Hässelby och Akalla. Dessutom försörjs Sollentuna med fjärrvärme från Stockholms västra nät. Det västra fjärrvärmenätet är samman- kopplat med Graninge Järfälla Värme Abs fjärrvärmnät i Järfälla via en mindre förbindelseledning för sommarlastbehov. 
 Nedan visas Stockholms Fjärrvärmeområden. 
 Bild 1. Fjärrvärmeområden i Stockholms Stad. 
 Källa Fortum. 
 I nedanstående bild visas fjärrvärmenäten inom hela Storstockholms- området. 
 394 
 Bilaga 2 
 Bild.2. Fjärrvärmenät inom StorStockholmsområdet. 
 Källa STOSEB. 
  
 1.3 
  
 Produktionsanläggningar 
  
 Centrala fjärrvärmenätet 
 Produktionsanläggningarna för det centrala nätet består av värme- pumpar i Värtan, Ropsten och Loudden (270 MWvärme) det kol- eldade kraftvärmeverket KVV6 (PFBC) (130 MWel och 270 
 395 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 MWvärme) samt det oljeeldade kraftvärmeverket KVV1 (210 MWel och 330 MWvärme). Dessutom finns ett antal hetvatten- pannor (olja och el). För produktion av fjärrvärme till det centrala nätet på Lidingö finns oljepannor (90 MW), elpannor (2x12 MW). Hetvatten produceras även av Käppalaförbundets avloppsrenings- verk, som eldar rötgas (cirka 2,5 MW,  
 7,3–9,5 
  GWh/år). Till fjärr- värmenätet finns även produktionsenheterna vid Karolinska Sjuk- huset i Solna inkopplade. 
 För elproduktion finns dessutom en gasturbin. KVV1 kan även köras med kondensdrift för att öka elproduktionen. 
 Södra fjärrvärmenätet 
 Basproduktion i Högdalennätet är kraftvärmeverket i Högdalen, i vilket det eldas avfall och returbränslen. (24 MWel och 170 MWvärme). I övrigt finns oljeeldade hetvattenpannor i Högdalen, Farsta, Älvsjö, Långbro och Bredäng. 
 Basproduktion i Hammarbynätet är värmepumparna (240 MWvärme) i Hammarbyverket. 
 I övrigt finns oljeeldade hetvattenpannor i Hammarby, som främst eldas med tallbecksolja (160 MWvärme), Årsta (fettför- bränning) och Skarpnäck samt elpannor i Hammarby och Skarp- näck. 
 Den totala panneffekten i de mindre centralerna uppgår totalt till cirka 270 MWvärme. 
 Västra fjärrvärmenätet 
 Basproduktionen i det västra nätet är det bio- och oljeeldade kraft- värmeverket i Hässelby (57 MWel och 210 MWvärme). I övrigt finns oljeeldade hetvattenpannor i Akalla, Beckomberga och Blacke- berg (totalt cirka 225 MWvärme) samt elpannor i Hässelby (130 MWvärme). 
 I Hässelby finns även ett oljeeldat kraftverk för enbart elpro- duktion. 
 I Järfälla sker basproduktionen med värmepumpar (cirka 40 MWvärme). Dessa har överkapacitet sommartid, varför de har möjlighet att sälja energi till Stockholms västra fjärrvärmenät. 
 396 
 Bilaga 2 
  
 1.4 
  
 Kraft- och värmeproduktion 
  
 I Stockholm levererades totalt cirka 6 693 GWh fjärrvärme under 2001. Värmen producerades med följande fördelning på olika energislag. 
 Bild 3. Bränslefördelning Stockholm 
 I kraftvärmeverken i Stockholm producerades cirka 914 GWh elenenergi och 2 769 GWh fjärrvärme under 2001. Elenergin pro- ducerades främst med kol (52 procent), olja (24 procent), träd- bränslen (18 procent) och avfall (6 procent). 
 Fortum Värme Lidingö AB levererade cirka 214 GWh fjärrvärme under 2001. Värmen producerades med hetvatten från Stockolms centrala nät (208 GWh), egen oljeeldning (14 GWh), industriell spillvärme (7 GWh), värmepump (2 GWh) och elpannor (2 GWh). 
 2 Göteborg Energi AB 
  
 2.1 
  
 Allmänt 
  
 Göteborg Energi AB (GE) är ett helägt kommunalt bolag med cirka 1 100 anställda. GE svarar för produktion av fjärrvärme och distribution av el, värme och naturgas i Göteborg. 
 397 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 Renovas avfallsvärmeverk är ett eget bolag som ägs och drivs av Göteborgs kommun och kommunerna i regionen. I stort sett all värme som produceras av Yoder köps av GE. 
 Göteborgs och Mölndals fjärrvärmenät är sammankopplade. Riskullaverket i Mölndal ägs och drivs av Mölndals Energiverk. Vår och höst ersätter denna anläggning oljevärme i Göteborg och sommartid levererar Göteborg spillvärme till Mölndal. 
 GRYAAB är det kommunala avloppsreningsverket som har en anläggning för utvinning av biogas ur rötslam. Denna biogas köper GE för för bland annat. användning i gasmotorer på GRYAABs område. Dessa motorer producerar el och fjärrvärme. Det renade avloppsvattnet är den värmekälla som Rya Värmepumpverk hämtar sin värme ifrån. 
 Volvo Lastvagnar levererar sommartid spillvärme från motor- provningen. Vintertid är de abonnenter av fjärrvärme. 
 Akademiska Hus, CTH, har en  
 CFB-panna 
  på Chalmers Tekniska Högskola, där. det bedrivs forskning inom förbränningsteknik. På högskolan finns även en fastbränsleeldad ångpanna med turbin och generator för el- och värmeproduktion. Överskottsvärmen levereras till fjärrvärmenätet. 
  
 2.2 
  
 Distributionssystem 
  
 Fjärrvärmen distribueras i ett cirka distributionsnät med en sammanlagd ledningslängd på 700 kilometer. 
 Höjdskillnaden i nätet uppgår till cirka 270 meter, vilket gör att nätet måste sektioneras vid kall väderlek och de norra stadsdelarna köras som ett separat fjärrvärmenät. 
 Detta är nödvändigt för att tillräckligt högt tryck skall säker- ställas i alla delar av nätet vid hög belastning. 
 Till fjärrvärmenätet finns cirka 8 000 fjärrvärmeundercentraler anslutna, varav cirka 2 000 i småhus. Den anslutna värmeeffekten uppgår till cirka 2000 MW. 
 För distribution av fjärrvärmen finns det förutom pumpar i pro- duktionsanläggningarna åtta pumpstationer ute i nätet. 
 Nätet expanderar kontinuerligt. Under 2002 kopplades 1 300 småhuskunder in på nätet i Göteborg och Partille. Den största ex- pansionen på nätsidan var den nya ledningen som kopplar samman Nödinge och Bohus. 
 398 
 Bilaga 2 
 Fjärrvärmeområden, fjärrvärmenätets utbredning och de större produktionsanläggningarnas lokalisering framgår av nedanstående bilder. 
 Bild.4. Fjärrvärmeområden i Göteborg 
 399 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bild 5. Fjärrvärmenätets utbredning samt större värmeproduk- tionsanläggningar 
 2.3 Kraftvärme- och värmeproduktionsanläggningar 
 Produktionskapaciteten i Göteborg är uppdelad på nitton produk- tionsanläggningar som är utspridda i färrvärmenätet: 
 400 
 Bilaga 2 
 Tabell 1 Produktionskapacitet Göteborg 
  
 Produktionsanläggning 
  
 Värmeproduktions- 
  
 Elproduktions- 
  
 Bränsle 
  
 effekt MW 
  
 effekt MW 
  
 Rosenlundsverket 
  
 680 
  
 33 
  
 Naturgas/olja 
  
 Sävenäsverket 
  
 343 
  
 10 
  
 Naturgas/kol/olja 
  
 Rya Värmepumpverk 
  
 150 
  
 Avloppsvatten/el 
  
 Rya Värmecentral 
  
 100 
  
 Naturgas 
  
 Tynneredscentralen 
  
 55 
  
 Eol/WRD 
  
 PC Tratten 
  
 35 
  
 Eol 
  
 Marconicentralen 
  
 60 
  
 Cook 
  
 Tuvecentralen 
  
 11 
  
 Eol/träpulver 
  
 Lindholmen 
  
 8 
  
 Naturgas 
  
 Hammarkullecentralen 
  
 52 
  
 Eol 
  
 Angeredscentralen 
  
 123 
  
 Eo5 
  
 PC Östra sjukhuset 
  
 35 
  
 Eol 
  
 Shell Raffinaderi LTÅ 
  
 85 
  
 Spillvärme 
  
 HVC 
  
 42 
  
 Naturgas/Eo5 
  
 Mottryck 
  
 33 
  
 Naturgas/Eo5 
  
 Renova AB 
  
 120 
  
 Avfall 
  
 PREEM AB 
  
 45 
  
 Spillvärme 
  
 Akademiska Hus (CTH) 
  
 10 
  
 Kol 
  
 Riskullaverket 
  
 100 
  
 Kol/torv/olja 
  
 (Mölndal) 
  
 Volvo lastvagnar 
  
 2 
  
 Spillvärme 
  
 GRYAAB 
  
 5 
  
 Biogas 
  
 Förutom dessa anläggningar finns en reservanläggning på Sahlgrenska sjukhuset, som kan producera el och värme till sjuk- huset vid bortfall av Roberts och vid avbrott i fjärrvärmeleveransen. Anläggningen ägs av Sjukvårdsförvaltningen, men GE sköter drift och underhåll. Tuve, Lindholmen och Slakthusområdet är egna fjärrvärmeöar i Göteborg och är således ej anslutna till huvudnätet. 
 Totalt finns cirka 2 100 MW produktionskapacitet för försörj- ningen av nätet, varav cirka 1 700 MW är tillgängligt vid  
 -16 
  Bruce i Göteborg vid en utomhustemperatur på  
 -16 
  C uppgår till cirka 1 425 MW. 
 I anläggningarna Rosenlund och Sävenäs finns i dag reserv samt fyra mobila pannor placerade vid Sävenäs som reservenheter, total 
 401 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 effekt 35,6 MW, som kan placeras ut på olika platser i nätet. Utöver dessa reservpannor finns två stycken mobila dieselkraftverk. 
 Ett nytt naturgaseldat kraftvärmeverk i Rya  
 (250–300 
  MWel och  
 200–250 
  Fields) är upphandlat och byggstarten planerad till första halvåret 2004 och driftstagning under 2006. Upphandlingen är villkorad av ett slutgiltigt investeringsbeslut från styrelsen under första delen av 2004. 
  
 2.4 
  
 Kraft- och värmeproduktion 
  
 År 2001 producerades 3 630 GWh fjärrvärme med fördelning på energislag enligt nedanstående figur. 
 Bild 6. Bränslefördelning Göteborg 
 Cirka 77 procent av årsfjärrvärmebehovet tillgodosågs med spill- värme under 2001, om man i begreppet spillvärme även inkluderar energin från Rya värmepump och Renovas avfallsförbrännings- anläggning. 
 År 2001 producerades även 123 GWh elenergi i kraftvärme- verken. Bränslemixen bestod av: 
  
 naturgas 93 procent 
  
 biogas 7 procent 
  
 402 
 Bilaga 2 
 3 Östersunds fjärrvärmenät 
  
 3.1 
  
 Distributionsnät 
  
 Jämtkraft ägs till knappt 80 procent av Östersunds kommun och 20 procent av Vattenfall. 
 Jämtkrafts fjärrvärmenät i Östersund är cirka 170 kilometer långt. Fjärrvärmenätet försörjer cirka 22 000 lägenheter och cirka 1 600 småhus samt en stor mängd industrier, kontor och förvalt- ningar i Östersund och på Frösön. 
 I nedanstående bild visas fjärrvärmenätet i Östersund/Frösön. Fjärrvärmenätet har sedan några år tillbaka utökats med en ledning till flygplatsen på Frösön som ligger cirka 10 kilometer från Östersund centrum. 
 Bild 7. Fjärrvärmenät Östersund/Frösön 
  
 3.2 
  
 Produktionsanläggningar 
  
 För försörjning av fjärrvärmenätet har Jämtkraft följande sju pann- centraler och en värmepumpanläggning. 
  
 Lugnvik, inklusive kraftvärmeverket (45 MWel och 207 MWvärme), biobränslen och torv 
 403 
  
 Bilaga 2 
  
 SOU 2005:33 
  
 Minnesgärdet (118 MWvärme), biobränslen och olja 
  
 Körfältet (19 MWvär,e), deponigas och olja 
  
 Valla (9 MWvärme, olja 
  
 Odensala östra (13 MWvärme), olja 
  
 Torvalla (9 MWvärme, olja 
  
 Öneberget (26 MWvärme), olja 
  
 Göviken, värmepump (10 MWvärme) 
  
 3.3 
  
 Fjärrvärmeproduktion 
  
 I Östersund levererades totalt cirka 523 GWh fjärrvärme under 2001. 
 Värmen producerades med följande fördelning på olika energislag. 
 Bild 8. Bränslefördelning Östersund 
 404 
 Bilaga 3 
 Förstudie om orsaker till att spillvärme från industrin inte utnyttjas för fjärrvärmeproduktion 
 En rapport av Profu 
 Sammanfattning 
 I denna förstudie har Profu på uppdrag av Fjärrvärmeutredningen gjort intervjuer med företrädare för industri- och fjärrvärmeföretag på tre platser i Sverige: Halmstad, Borlänge och Sandviken. På dessa orter finns vissa flöden av industriell spillvärme som inte utnyttjas för produktion av fjärrvärme. Intervjuerna har i första hand haft målet att klarlägga orsakerna till varför dessa spillvärmeflöden inte utnyttjas samt i andra hand att undersöka företagens inställning till s.k. tredjepartstillträde. 
 De viktigaste resultaten från förstudiens intervjuer kan kortfattat sammanfattas i följande punkter: 
  
 Spillvärmesamarbetet fungerar ofta väl, men exempel på tydliga motsättningar finns. 
  
 Störst är problemen i samband med minskad spillvärmemot- tagning och/eller sänkt spillvärmevärdering. 
  
 Intresset för tredjepartstillträde, TPA, är måttligt bland indu- striföretagen, utom i något fall där intresset är stort. Fjärr- värmeföretagen är negativa till TPA. 
  
 Avfallsförbränning och industriell spillvärme är båda exempel på utpräglad baslast och de konkurrerar därmed i stor utsträckning om samma utrymme i det tillgängliga värmeunderlaget. 
  
 I det fall där motsättningarna är störst är det i första hand principen för värdering av spillvärme som orsakar problemen. Det saknas en allmänt vedertagen värderingsprincip. 
  
 Alla intervjuade är i princip överens om det stora värdet av att utnyttja industriell spillvärme. 
  
 405 
  
 Bilaga 3 
  
 SOU 2005:33 
  
 1 Bakgrund 
 Hos många industrier bildas spillvärme i samband med processer. Denna värme utnyttjas i många fall för produktion av fjärrvärme. Viktiga faktorer för framgångsrikt spillvärmesamarbete har identi- fierats, bl.a. av EnergiGia i rapporten Spillvärme från industri till fjärrvärmenät från 2004. I vissa fall finns dock spillvärme som skulle kunna användas, men där man ännu inte hittat sätt att realisera denna möjlighet. 
 I denna förstudie har Profu på uppdrag av Fjärrvärmeutredningen gjort intervjuer med företrädare för industri- och fjärrvärmeföretag på tre platser i Sverige: Halmstad, Borlänge och Sandviken. På dessa orter finns vissa flöden av industriell spillvärme som inte utnyttjas för produktion av fjärrvärme. Kontaktpersonerna på dessa orter har anvisats Profu av industri- respektive fjärrvärmeföretagens representanter i Fjärrvärmeutredningen. Telefonintervjuer har gjorts med företrädare för tre fjärrvärmeföretag och fyra industriföretag. Intervjuerna har i första hand haft målet att klarlägga orsakerna till varför vissa spillvärmeflöden inte utnyttjas samt i andra hand att undersöka företagens inställning till tredjepartstillträde. 
 Intervjuerna har avidentifierats för att det skall vara lättare för intervjupersonerna att lämna rak information. Vi anger därför ingenstans vem som sagt vad, utan redovisar endast om det är re- presentanter för industri- eller fjärrvärmeföretag som har den aktu- ella åsikten. 
 På grund av de begränsade resurserna (både tid och pengar) för den aktuella förstudien har urvalet begränsats till tre fallstudier. Detta har givit värdefulla indikationer om orsaker till de rådande förhållandena. Underlaget är dock för litet för att det skall vara möjligt att göra någon kvantitativ uppskattning av omfattningen i Sverige av problemet med spillvärme som inte nyttiggörs. 
 Resultaten från intervjuundersökningen har redovisats för experter och sakkunniga i Fjärrvärmeutredningen vid ett möte 27 maj i Stockholm. 
 406 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 3 
  
 2 
  
 Något om spillvärmeutnyttjandet på de aktuella orterna och orsaker till att viss spillvärme inte utnyttjas 
  
 Industriell spillvärme utnyttjas på två av de tre orterna. På alla tre orterna finns mer spillvärme till förfogande, i flera fall prima värme. (Med prima värme avses här spillvärme med tillräckligt hög temperaturnivå för att värmen direkt skall kunna utnyttjas för fjärrvärmeproduktion.) 
 Bland de tre orterna finns exempel både på ökande och minskande spillvärmeleveranser från industriföretag till fjärrvärmeföretag. I ett fall har spillvärmeleveranserna helt upphört till följd av att det industriföretag som tillhandahöll värmen har flyttat produktionen från orten. 
 Redan inledningsvis kan man konstatera att intervjupersonerna ger uttryck för olika syn på den principiella värderingen av spill- värmen. Skillnaderna finns inte enbart mellan industri- och fjärr- värmeföretagen, utan även mellan de olika industriföretagen och mellan fjärrvärmeföretagen. 
 Fyra huvudskäl har identifierats till varför spillvärme inte utnyttjas för fjärrvärmeproduktion: 
  
 Värmeunderlaget räcker inte till för att ta emot spillvärmen (särskilt problematiskt under sommarhalvåret). Orsaken kan vara konflikt med annan baslastproduktion med låga rörliga kostnader, t.ex. avfallsförbränning. 
  
 Investeringskostnaderna för att nyttiggöra spillvärmen är för höga. 
  
 Oenighet kring den ekonomiska ersättningen för spillvärme- leveransen (värderingsprincip och prisnivå). 
  
 3 
  
 Intryck från intervjuerna med industriföretagen 
  
 Under denna rubrik redovisar vi de resultat som framkommit i samband med intervjuerna med de fyra industriföretagen. Syn- punkterna redovisas i punktform, utan inbördes rangordning. Som nämnts ovan gör vi ingen redovisning av vem som sagt vad. 
 407 
  
 Bilaga 3 
  
 SOU 2005:33 
  
 Missnöjet med hur fjärrvärmeföretagen förhåller sig till mot- tagande av industriell spillvärme är större hos industrier som får minskat leveransutrymme/lägre spillvärmepris än bland företag som aldrig etablerat sig som spillvärmeleverantörer. 
  
 I vissa fall är industrin och fjärrvärmeföretaget helt överens om att de ekonomiska förutsättningarna för spillvärmeutnyttjande saknas. 
  
 Intervjuerna visar på oenighet kring principerna för värdering av spillvärmen. Ett fjärrvärmeföretag kan anse att man bör dela lika på nyttan med spillvärmen, medan ett industriföretag menar att värderingen bör ligga strax under alternativkostnaden för fjärrvärmeföretaget. Ett problem i samband med industriell spillvärme är alltså att det saknas en objektivt korrekt värde- ringsprincip. 
  
 Vissa av representanterna för industriföretagen tycker att fjärr- värmeföretaget inte varit tillräckligt öppna med sina kalkyler, och att det därför varit svårt att förstå deras argumentation kring spillvärmevärderingen. Andra pekar tvärtom på stor öppenhet. 
  
 Industriföreträdarna ger uttryck för olika syn på vilken part som bör stå för investeringarna för spillvärmeutvinning inom industrin: 
  
 – 
  
 Fjärrvärmeföretaget bör göra investeringarna. Då behöver industrinföretagets verkställande ledning inte gå till styrelsen för att begära medel till investeringen. Dessutom har industriföretagen genomgående större krav på kort payoff- tid för investeringar av den typ som spillvärmeutnyttjande representerar. 
  
 – 
  
 Industriföretaget bör göra investeringarna. Man vill inte släppa in någon annan i sin industriella process. Eftersom fokus ligger på tillverkningsprocessen vill man ha full kontroll över denna. 
  
 Det kan finnas risker med delar av spillvärmeutnyttjandet. Man kan behöva införa nya komponenter i industriprocessen för att möjliggöra nyttiggörandet av spillvärmen. Det kan vara värme- växlare, avgaspannor, m.m. Dessa tillkommande komponenter kan bidra till ökad risk för produktionsavbrott, t.ex. genom igensättning. Industrin vill absolut inte riskera störningar i produktionsprocessen. 
  
 408 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 3 
  
 Industriell spillvärme är oftast exempel på utpräglad baslast i de fjärrvärmesystem där den nyttiggörs. Baslasten karaktäriseras typiskt av höga fasta kostnader och låga rörliga kostnader. Av- fallsförbränning är ett annat exempel på utpräglad baslast. Av- fallsförbränning och industriell spillvärme kan därför komma i konflikt med varandra i samband med baslastutrymmet i det värmeunderlag som fjärrvärmen erbjuder. Särskilt tydlig blir konflikten om avfallsförbränningens omfattning ökar då spill- värmen redan etablerats i fjärrvärmeproduktionen. Om avfalls- förbränningen då har prioritet 1 kommer utrymmet för spill- vämen att krympa och de mängder som kan tas emot minskar. 
  
 Ingen av de intervjuade industrirepresentanterna lyfter fram personmotsättningar i kontakten med fjärrvärmeföretaget som någon orsak till problem i samband med utnyttjandet av spill- värme för fjärrvärmeproduktion. 
  
 En industrirepresentant framför att fjärrvärmeföretagets ägare har höga avkastningskrav på företaget och att detta kan vara en orsak till stor press på kostnadsminimering, och därmed låg betalningsvilja för spillvärmen. 
  
 Det finns industriföretag som, för att sätta ökad press på fjärr- värmeföretaget i samband med förhandlingen kring spillvärme- utnyttjandet, överväger att skapa lokal opinion för större spill- värmeutnyttjande. Detta ses som ett sätt att möta argumentet att spillvärmen har värdet noll om den inte används för fjärr- värmeproduktion. 
  
 Spillvärmeutnyttjandet har många fördelar utöver de rent eko- nomiska. Spillvärmeutnyttjade leder till resurshushållning och bidrar till utsläppsminskning och ger därmed goodwill för företaget. Resurshushållningen och miljöfördelarna ligger också i linje med företagets miljöpolicy. Dessutom kan det faktum att man ansträngt sig för att nyttiggöra spillvärme underlätta i samband med miljöprövning av den industriella verksamheten. 
  
 Spillvärmeutnyttjande, med investeringar betalda av fjärr- värmeföretaget, har i ett fall givit billig uppvärmningsenergi för den aktuella industrin, varför det ekonomiska utfallet blir gott trots att de externa spillvärmeleveranserna sker till lågt pris. 
  
 För att maximera nyttan med spillvärmeutnyttjandet efterlyses i något fall en bättre driftdialog mellan industri- och fjärr- 
 409 
  
 Bilaga 3 
  
 SOU 2005:33 
  
 värmeföretaget. Det skulle kunna handla om att lämna informa- tion om kommande driftstörningar som påverkar spillvärme- leveranserna och, i andra riktningen, information kring tillfällen då spillvärmen är extra värdefull, t.ex. på grund av revision av andra fjärrvärmeproduktionsanläggningar. 
  
 En åsikt är att det förmodligen kan vara lättare att nyttiggöra spillvärme genom nyetablering av fjärrvärme på en ort, än på orter där men tävlar med existerande fjärrvärmeproduktion. 
  
 4 
  
 Intryck från intervjuerna med fjärrvärmeföretagen 
  
 Under denna rubrik redovisar vi de resultat som framkommit i samband med intervjuerna med de tre fjärrvärmeföretagen. Syn- punkterna redovisas i punktform, utan inbördes rangordning. Som nämnts ovan gör vi ingen redovisning av vem som sagt vad. 
  
 Ökat krav på affärsmässighet och lönsamhet, både för industri- och fjärrvärmeföretag, kan leda till hårdare förhandlingar om spillvärmepris och ökat tryck på maximering av nyttan för den egna organisationen. 
  
 Ett argument i förhandlingen kring spillvärmevärderingen kan ibland vara att industrin saknar alternativ avsättning för spill- värmen. Detta är naturligtvis ett argument för en låg värdering. 
  
 Det finns exempel på oenighet mellan fjärrvärmeföretaget och industriföretaget kring principerna för värdering av spillvärmen. Fjärrvärmeföretaget hävdar t.ex. att nyttan bör delas lika, d.v.s. medelvärdet av fjärrvärmeföretagets alternativkostnad och noll, medan industriföretaget anser att spillvärmevärderingen bör ligga strax under fjärrvärmeföretagets alternativkostnad. 
  
 Det är svårt att återvinna värme från någon annans process. Om arbetet bedrivs i en gemensam arbetsgrupp mellan industri- och fjärrvärmeföretaget är det viktigt att denna styrs väl och att arbetet har hög prioritet inom båda företagen, annars tar arbetet mycket lång tid. 
  
 Spillvärmeutnyttjandet har många fördelar utöver de rent eko- nomiska. Spillvärmeutnyttjade leder till resurshushållning och bidrar till utsläppsminskning och ger därmed goodwill för 
  
 410 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 3 
  
 företaget. Resurshushållningen och miljöfördelarna ligger också i linje med företagets miljöpolicy. Dessutom kan det faktum att man ansträngt sig för att nyttiggöra spillvärme underlätta i samband med miljöprövning av fjärrvärmeföretagens andra produktionsanläggningar. 
  
 Värmeunderlaget kan i flera fall ökas genom sammankoppling av fjärrvärmesystem. Detta ökar det sammanlagda värmeunderlaget, vilket kan öka utrymmet för industriell spillvärme. Det är dock inte självklart att så är fallet. Om det fjärrvärmesystem som man kopplar ihop sig med t.ex. innehåller avfallsförbränning kan effekten i stället bli den motsatta, d.v.s. mindre utrymme för spillvärme. 
  
 Vid bedömning av spillvärmeprojekt måste man beakta risken att industrins verksamhet, och därmed spillvärmeleveranserna, upphör. Det är alltså riskabelt att till stor del förlita sig på spill- värmeleveranser utan tillgång till egen konkurrenskraftig pro- duktion. 
  
 I vissa fall är industrin och fjärrvärmeföretaget helt överens om att de ekonomiska förutsättningarna för spillvärmeutnyttjande saknas. 
  
 Det finns ofta stort stöd för spillvärmeutnyttjande på orten, delvis eftersom många av dem som arbetar inom industrin också är fjärrvärmekunder (direkt eller indirekt). 
  
 Det upplevs generellt vara lättare att komma överens om det finns en tydlig lokal förankring (både för industri- och fjärr- värmeföretag). 
  
 5 Synen på tredjepartstillträde 
 Tredjepartstillträde, TPA (Third Party Access), nämns ibland som ett sätt att öka utnyttjandet av industriell spillvärme. Detta skulle ge industriföretaget möjlighet att sälja värme direkt till slutkund, i stället för att som nu, vara hänvisad till att sälja till fjärrvärme- företaget på orten. Som ett komplement till frågorna om orsaker till att spillvärme inte utnyttjas har vi därför specifikt frågat om företagens principiella inställning till TPA. 
 411 
  
 Bilaga 3 
  
 SOU 2005:33 
  
 5.1 
  
 Industriföretagens syn på TPA 
  
 Följande synpunkter kring TPA har framkommit vid intervjuerna med representanter för industriföretagen: 
  
 Majoriteten av industriföretagen är avvaktande till TPA. Företagens affärsidé är att tillverka och sälja produkter. Värme är inte någon sådan produkt. 
  
 Det finns exempel på företag som definitivt är intresserade av den möjlighet som TPA erbjuder och mycket väl skulle kunna engagera sig i värmeförsäljning direkt till slutkund. 
  
 Vissa menar att så länge som fjärrvärmeföretagen inte betalar ungefär det som industriföretagen tycker att spillvärmen är värd, så utnyttjar man sin monopolliknande ställning och då behövs TPA. 
  
 Om TPA införs kan industriföretaget i något fall tänka sig att ställa värme till förfogande för en fjärde part som vill sälja värme till slutkund. Denna fjärde part skulle kunna vara någon aktör som har intresse av att engagera sig i värmeförsäljning till slutkund, men som saknar egen konkurrenskraftig värmeproduktion. Industriföretaget skulle då kunna sälja spillvärme till denna aktör utan att engagera sig i värme- försäljning till slutkunder. 
  
 Det finns exempel på industriföretag som snarare lyfter fram samarbete kring ny kraftvärmeproduktion än TPA som en för- hoppning för framtiden. Viktigare än ökat spillvärmeutnyttjande är alltså i detta fall tryggad elförsörjning. 
  
 5.2 
  
 Fjärrvärmeföretagens syn på TPA 
  
 Följande synpunkter kring TPA har framkommit vid intervjuerna med representanter för fjärrvärmeföretagen: 
  
 Det finns en rad tekniska problem med TPA, såsom balans- ansvar. 
  
 Det är inte rimligt att jämföra med avregleringen av den mycket stora nordiska elmarknaden. Elmarknaden är så mycket större än de enskilda fjärrvärmesystemen, och det är därför lättare att motivera en reform där. 
  
 412 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 3 
  
 Det finns en risk att TPA bara leder till ökade kostnader för kunderna. 
  
 TPA kan leda till att stora energiföretag etablerar fjärr- värmeproduktion, t.ex. kraftvärmeverk, i anslutning till befintliga fjärrvärmesystem som ägs av andra. Detta kan leda till ökad koncentration i produktionsledet för både fjärrvärme och el. 
  
 Fjärrvärmeföretag försöker hålla låga priser och ha bra kontakter med industrin för att undvika krav på TPA. Vissa av fjärrvärmeföretagen inser alltså att deras agerande gentemot t.ex. spillvärmeleverantörer påverkar framtida utformning av spelregler. 
  
 Att ha gjort investeringarna för spillvärmeutnyttjandet ger för- delar vid eventuell TPA. Om man på olika sätt har kontroll över nyttiggörandet av spillvärmen minskar risken för att indu- striföretaget, i en situation med TPA, själva säljer värme direkt till slutkund. 
  
 6 
  
 Reflexioner kring industriell spillvärme och avfallsförbränning 
  
 Industriell spillvärme och avfallsförbränning är båda exempel på utpräglad baslast för fjärrvärmeproduktion. På de platser där båda finns tillgängliga är sannolikheten stor att de kommer att konkurrera med varandra om värmeunderlaget. Störst är risken för konflikt sommartid, då efterfrågan på värme är minst. 
 Särskilt tydlig blir konkurrensen mellan avfallsförbränning och industriell spillvärme i de fall då båda värmekällorna finns etablerade som fjärrvärmeproducenter och avfallsförbränningen byggs ut. Då minskar utrymmet för den industriella spillvärmen, eftersom avfallsförbränningen normalt körs med prioritet 1. Samtidigt minskar värdet av spillvärmen, eftersom ytterligare billig fjärr- värmeproduktion tillförs. 
 Allmänt sett är det viktigt att beakta konsekvenserna för spill- värmeutnyttjandet då utbyggnad av avfallsförbränning planeras. Om det är praktiskt och organisatoriskt möjligt skulle det vara önskvärt att avfallsförbränningsanläggningar etableras i fjärrvärmesystem där konflikt med industriell spillvärme inte uppstår. 
 413 
  
 Bilaga 3 
  
 SOU 2005:33 
  
 Från industriföretagen ses avfallsförbränningen som samma sfär som fjärrvärmeföretaget. (I många fall är det ju också fjärr- värmeföretaget som äger och driver avfallsförbränningsanlägg- ningen.) Industrin upplever därmed att man befinner sig utanför de beslut som fattas angående utbyggnad av avfallsförbränning. 
 7 Konsultens egen reflexion kring TPA 
 Mycket talar för att införande av tredjepartstillträde till fjärrvärme- näten skulle vara en reform med långtgående konsekvenser och ett antal tekniska svårigheter. Det finns olika skäl som anförs för att införa TPA, t.ex. att det bidrar till ökad konkurrens i produktions- ledet. En aspekt av detta är möjligheten till ökat utnyttjande av industriell spillvärme och bättre betalt för industrin som tillhanda- håller spillvärmen. 
 Om de resultat som framkommit inom ramen för denna förstudie är typiska för all industriell spillvärme i landet förefaller det som att problemen med spillvärme som inte nyttiggörs och/eller missnöje med värderingen av spillvärme är begränsade. Om då förhållanden kring industriell spillvärme är huvudskälet till att införa TPA kan slutsatsen vara att det är en reform som inte står i proportion till problemets storlek. 
 Eftersom det ändå i specifika fall uppenbarligen finns problem och oenighet kring spillvärmeutnyttjande och spillvärmevärdering finns det dock skäl att på något sätt förbättra situationen. En idé kan då vara att inrätta ett råd som vid behov avgör ett skäligt spillvärmepris. Ett sådant råd skulle kunna vara sammansatt av en representant som utses av industrin, en representant som utses av fjärrvärmeföretagen, och en representant som utses av kundföreträdare samt en opartisk expert. För att ge rådet tyngd och ett tydligt mandat är det viktigt att parternas företrädare ställer sig bakom inrättandet av ett sådant råd. Detta råd skulle i det enskilda fallet ge en stark rekommendation, men rekommendationen skulle inte behöva vara juridiskt bindande. 
 Fördelen med denna idé är att rådet skulle utgöra ett betydligt mindre ingrepp i regelsystemet kring fjärrvärme än TPA. Nack- delen med idén är att rådet inte kan bidra med vissa av de andra egenskaper som TPA förhoppningsvis skulle ge, t.ex. ökad kon- kurrens i produktionsledet och därmed sjunkande priser. (Om TPA skulle ge detta har vi i nuläget ingen uppfattning om.) 
 414 
 Bilaga 4 
 Bedömning av potential för högeffektiv kraftvärme i Sverige 
 En rapport av Öhrlings PricewaterhouseCoopers 
  
 Sammanfattning .............................................................. 
  
 417 
  
 1 
  
 Inledning................................................................. 
  
 422 
  
 1.1 
  
 Bakgrund ................................................................................ 
  
 422 
  
 1.2 
  
 Uppdragets omfattning ......................................................... 
  
 423 
  
 1.3 
  
 Definition av begreppet potential ......................................... 
  
 424 
  
 1.4 
  
 Metod...................................................................................... 
  
 426 
  
 1.5 
  
 Begränsningar......................................................................... 
  
 426 
  
 2 
  
 Kraftvärmens roll inom svensk energiproduktion – en 
  
 historisk överblick .................................................... 
  
 427 
  
 3 
  
 Kraftvärmetekniker ................................................... 
  
 431 
  
 3.1 
  
 Storskaliga tekniker ............................................................... 
  
 432 
  
 3.2 
  
 Småskaliga tekniker................................................................ 
  
 435 
  
 4 
  
 Kraftvärmepotential i anslutning till fjärrvärme ............ 
  
 436 
  
 4.1 
  
 Modell..................................................................................... 
  
 437 
  
 4.2 
  
 Resultat................................................................................... 
  
 451 
  
 4.3 
  
 Avslutande diskussion ........................................................... 
  
 470 
  
 5 
  
 Potential för småskalig kraftvärme ............................. 
  
 478 
  
 5.1 
  
 Metod...................................................................................... 
  
 479 
  
 5.2 
  
 Beräknad potential ................................................................. 
  
 480 
  
 415 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 5.3 
  
 Hinder för brukarägd mikrokraftvärme med fossila 
  
 bränslen................................................................................... 
  
 481 
  
 6 
  
 Kraftvärmepotential inom industrin ............................ 
  
 482 
  
 Appendix 1 – Känslighetsanalys avseende 
  
 kraftvärmepotentialen i anslutning till fjärrvärme ......... 
  
 487 
  
 416 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 Sammanfattning 
 Öhrlings PricewaterhouseCoopers (ÖPwC) har av Fjärrvärmeut- redningen fått i uppdrag att analysera och bedöma den ekonomiska potentialen för kraftvärme i Sverige. PwC har som underkonsult anlitat Fjärrvärmebyrån, vilka bistått med tekniska kunskaper och modell över svenska tätorters fjärrvärmesystem. 
 Det har under arbetet noterats vissa oklarheter vad som avses med kraftvärmepotential. I denna rapport har beräkning av den framtida kraftvärmevolymen definierats på följande tre olika sätt: 
  
 Teknisk  
  
 volym-potential. 
  
 Ekonomisk  
  
 volym-potential. 
  
 Faktiskt genomförd volym. 
  
 Den  
 tekniska potentialen  
 avser den maximala volym kraftvärme som kan realiseras med känd teknik. Beräkningen tar begränsad eller ingen hänsyn till ekonomiska förutsättningar, utan är inriktad på att uppskatta den teoretiskt sett maximala potentialen för kraft- värme. 
 Ett nästa steg i potentialuppskattningen är att underkasta beräk- ningarna ett antal ekonomiska och kommersiella krav. Därmed kommer den tekniska potentialen att reduceras på grund av att ett betydande antal projekt och investeringar inte möter de ekono- miska kriterier som definierats. De projekt och investeringar som återstår efter den ekonomiska prövningen benämns här den  
 eko- nomiska potentialen 
 . 
 Den faktiskt  
 genomförda volymen  
 beror emellertid av i vilken utsträckning beslut om investering sker respektive fullföljs i alla de orter, där det finns en ekonomisk potential. Det kan finnas flera skäl till att bortfall sker, så att faktiskt genomförd volym är väsentligt lägre än den uppskattade ekonomiska potentialen. 
 Föreliggande rapport analyserar den  
 ekonomiska potentialen  
 för kraftvärme i Sverige. 
 Metod 
 Sveriges fjärrvärmesystem är inte homogena med avseende på energitillförsel eller använd produktionsteknik. För att kunna göra en rimlig bedömning av den ekonomiska potentialen av ny kraft- 
 417 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 värme inom fjärrvärmesystemen, har hänsyn tagits till befintlig energitillförsel och befintliga produktionsanläggningar. Lokal information om dagens fjärrvärmesystem återfinns i Svensk Fjärr- värmes årliga statistik om svenska fjärrvärmesystem. Baserat på bland annat denna statistik har Fjärrvärmebyrån tagit fram en ny simuleringsmodell över samtliga svenska tätorters invånarantal och fjärrvärmesystem. I modellen analyseras parallellt befintliga och nya fjärrvärmesystem i Sveriges alla kommuner. ÖPwC har vidare- utvecklat modellen och genomfört ett antal olika simuleringar. I simuleringarna illustreras effekter av olika kombinationer av pris- utveckling, volymer och andra relevanta parametrar. Sannolika värdeintervall för relevanta parametrar har beräknats på grundval av översiktliga analyser av berörda marknader, befintliga utredningar och i samråd med Fjärrvärmeutredningens kansli. 
 Vidare åskådliggörs effekten av vissa förändrade marknadsförut- sättningar, bland annat elcertifikat, beskattning och handel med utsläppsrätter. 
 Beräkning av potentialen för småskalig kraftvärme är baserade på en uppskattning av den del av värmemarknaden, inom vilken det ej finns någon potential för storskalig kraftvärme i anslutning till fjärrvärmesystem. Fjärrvärmebyråns modell har använts för beräk- ning av även denna potential. 
 Beräkning av kraftvärmepotentialen inom industrin baseras främst på översiktliga internationella jämförelser. 
 Resultat 
 Kraftvärmepotential i fjärrvärmesystem 
 Modellen över den svenska fjärrvärmemarknaden har tjänat som underlag vid uppskattning av kraftvärmepotentialen år 2010, 2015 samt 2020. I diagrammet visas kraftvärmepotentialen i anslutning till fjärrvärmesystemen samt den historiska kraftvärmeproduk- tionen (mätt i elbalans brutto respektive netto). 
 418 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 Figur 1 
  
 Historisk kraftvärmeproduktion brutto och Kelly för perioden 
  
 1970–2003 
  samt beräknad kraftvärmepotential 2010, 2015 samt 2020 
  
 Kraftvärme inom fjärrvärmesystem 
  
 TWh 
  
 20 
  
 Brutto (enbart egen elproduktion) 
  
 15 
  
 Thornton (även inklusive egen 
  
 10 
  
 elanvändning) 
  
 5 
  
 0 
  
 -5 
  
 -10 
  
 1965 
  
 1975 
  
 1985 
  
 1995 
  
 2005 
  
 2015 
  
 2025 
  
 År 
  
 Den teoretiskt sett ekonomiska kraftvärmepotentialen inom fjärr- värmesystemen har uppskattats till drygt 14 TWh för 2010, ca 15,5 TWh för 2015 samt 17 TWh för 2020. Potentialen ligger dels i att det är lönsamt att byta ut befintlig värmeproduktion mot billigare biokraftvärmeproduktion (som är ekonomiskt gynnad av elcerti- fikat), dels i en volymtillväxt av fjärrvärmeunderlaget. Cirka 60 % av beräknad kraftvärmepotential finns i fjärrvärmesystem med kommunala ägare. 
 I uppdraget ingick även att belysa effekterna av enskilda för- ändringar av vissa grundförutsättningar enligt följande: 
  
 Elcertifikatsystemet slopas efter år 2010. 
  
 Koncessionsplikt införs mellan integrerbara system. 
  
 Naturgasledning till Mälardalen och Gävle. 
  
 CO 
  
 2 
 -skatten 
  på kraftvärmeproduktion slopas. 
  
 Handel med utsläppsrätter slopas. 
  
 Den enskilt viktigaste förutsättningen för kraftvärmepotentialen är om elcertifikatsystemet slopas efter år 2010, eller om systemet fortsätter under mycket lång tid. Kraftvärmepotentialen faller från 15,6 TWh vid evigt elcertifikatsystem till 12,5 TWh vid slopat 
 419 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 system år 2010. Vid evigt elcertifikatsystem har förändringar i övriga grundförutsättningar relativt begränsad påverkan på kraft- värmepotentialen. 
 Emellertid, om elcertifikatsystemet slopas efter 2010 så blir kraftvärmepotentialen väsentligt mer känslig för förändringar i de andra grundförutsättningarna, såsom koncessionsplikt mellan integrerbara system,  
 CO 
 2 
 -skatt 
  och tilldelning av utsläppsrätter. Vid slopat certifikatsystem 2010 ökar kraftvärmepotentialen knappt 2 TWh om koncessionsplikt införs mellan integrerbara system. Om utöver koncessionsplikt även  
 CO 
 2 
 -skatten 
  slopas för kraftvärmeproduktion och nya anläggningar får fri tilldelning av utsläppsrätter, ökar kraftvärmepotentialen med totalt 4 TWh. 
 Potential för småskalig kraftvärme 
 Kraftvärmepotentialen inom småskalig och mellanskalig kraftvärme har beräknats utifrån det värmeunderlag som inte nås av konven- tionell kraftvärme, både i och utanför befintliga fjärrvärmesystem. Då utvecklingen av småskaliga kraftvärmeverk främst sker med fokus på naturgas som bränsle har tillgång till naturgas varit ett krav vid bedömning av potentialen. Potentialen uppgår till  
 0,5–1 
  TWh. 
 Kraftvärmepotential inom industrin 
 I digrammet nedan visas kraftvärmepotentialen inom industrin. Denna bedöms, baserat på internationella jämförelser, uppgå till  
 10–15 
  TWh. 
 420 
 SOU 2005:33 Bilaga 4 
 Figur 2 Kraftvärmeproduktion  
 1960–2003 
  samt kraftvärmepotential i industrin  
 2010–2020 
  
 Kraftvärmepotential i indus trin 
  
 20 
  
 Historis k 
  
 elproduktion 
  
 15 
  
 Potential (inom 
  
 intervall) 
  
 TWh 
  
 10 
  
 5 
  
 0 
  
 1 955 
  
 19 65 
  
 197 5 
  
 1985 
  
 1995 
  
 2005 
  
 2 015 
  
 20 25 
  
 Avslutande diskussion 
 Vi har uppdragits att analysera den ekonomiska potentialen. Det kan således inte uteslutas, att de volymer som redovisas i denna rapport överskattar den volym kraftvärme som faktisk kommer att genomföras till år 2010, år 2015 respektive år 2020. Det ligger utom ramen för uppdraget att analysera faktorer som påverkar det faktiska genomförandet, vi belyser här endast översiktligt några möjliga faktorer: 
  
 Osäkerhet avseende de långsiktiga förutsättningarna. Då en kraftvärmeinvestering innebär ekonomiskt åtagande på åtminstone 20 år, kan investeraren göra bedömningen att det finns betydande risk att investeringskalkylen förändras negativt under denna period. 
  
 Stora investeringar relativt företagens storlek. Investering i kraftvärme innebär stor investeringsutgift relativt de kom- munala företagens omsättning. Ett alternativ är att man istället väljer investering i enbart värmeproduktion, som innebär ett lägre investeringsbelopp. 
  
 Tillgång till respektive framtida förutsättningar och kon- kurrenskraft för insatsbränslen – i synnerhet biobränsle och naturgas. 
  
 Osäkerhet om framtida elprisutveckling. En investering i kraft- värme innebär generellt sett en större riskexponering jämfört 
  
 421 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 med värmeanläggning, varför en investerare kan komma att föredra det senare alternativet. 
  
 Tidsaspekten. Det tar många år från ett initialt beslut till dess ett verk är uppfört och driftsatt, exempelvis tid för miljö- prövning, förberedelser, upphandling och uppförande. Upp- skattade potentialer i denna rapport kan därmed ske senare än förväntat, eller t o m riskera att utebli. 
  
 Sammanfattningsvis kan inte uteslutas att den verkligt genomförda investeringarna i kraftvärme kommer att understiga de ekonomiska potentialer som teoretiskt uppskattats i föreliggande rapport. 
 1 Inledning 
  
 1.1 
  
 Bakgrund 
  
 Näringsminister Gonzalez förordnade i februari 2003 Profes- sor Smith till särskild utredare för utredningen Fjärrvärme på värmemarknaden (dir. 2002:160), Fjärrvärmeutred- ningen. 
 Regeringen har i maj 2004 lämnat ett tilläggsuppdrag (Dir. 2004:58) till Fjärrvärmeutredningen. Utredaren skall lämna förslag till hur Europaparlamentets och rådets direktiv 2004/8/EG (kraft- värmedirektivet) om främjande av kraftvärme på den inre marknaden på grundval av efterfrågan på nyttiggjord värme på den inre marknaden för energi och om ändring av direktiv 92/42/EEG skall genomföras i Sverige. 
 I uppdraget ingår att föreslå de författningsändringar som krävs för att genomföra vad som föreskrivs i artikel 5 i  
 EG-direktivet 
  om ursprungsgaranti för el från högeffektiv kraftvärme. En utgångs- punkt bör vara utformningen av lagen (2003:437) om ursprungs- garantier avseende förnybar el. Utredaren skall även analysera den svenska potentialen för högeffektiv kraftvärme enligt vad som före- skrivs i artikel 6 i  
 EG-direktivet. 
  I denna analys skall särskilt beaktas effekterna av ändrad energibeskattning avseende kraft- värme (1 januari, 2004), systemet för handel med utsläppsrätter (1 januari, 2005) samt ekonomisk potential för ytterligare expansion av fjärrvärmenäten. 
 Så långt möjligt skall potentialen och eventuellt behov av regel- förändringar relaterat till mikrokraftvärme och mekanisk direkt- 
 422 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 drift enligt direktivets artikel 3 a belysas. Utredaren skall vidare lämna förslag beträffande tillämpning av Bilaga III a i fråga om sär- skilda kriterier för att småskalig kraftvärme och mikrokraftvärme skall betraktas som högeffektiv. 
  
 1.2 
  
 Uppdragets omfattning 
  
 PricewaterhouseCoopers (PwC) har av Fjärrvärmeutredningen fått i uppdrag att analysera och bedöma den svenska potentialen för högeffektiv 
 1  
 kraftvärme inbegripet högeffektiv mikrokraftvärme enligt vad som föreskrivs i artikel 6 i  
 EG-direktivet. 
  
 Följande frågor skall besvaras: 
  
 Potentialen för befintliga kraftvärmeverk enligt definitionen högeffektiv kraftvärme med bränslefördelning. 
  
 Potentialen för nybyggnad och idrifttagning av högeffektiva kraftvärmeverk till år 2010 resp. 2015 och om möjligt 2020 med bränslefördelning. 
  
 Potentialen för småskalig kraftvärme ( 
  
 el 
 ) och mikro- kraftvärme ( 
 el 
 ) utanför och innanför fjärrvärme- områden och dess påverkan på fjärrvärmen och elproduktionen. 
  
 Vilken typ av kraftvärmeteknik som sannolikt bedöms användas (bilaga 1 dir 2004/8/EG). 
  
 Ungefärlig kostnadsuppskattning för år 2010, 2015 respektive 2020 (bilaga IV dir 2004/8/EG). 
  
 Osäkerheten i bedömningen – variera ingående parametrar i huvudalternativet – och de viktigaste faktorerna/parametrarna som kan påverka utfallet. 
  
 Analysen skall illustrera effekter av förändringar i gällande marknadsförutsättningar. Sådana marknadsförutsättningar ut- görs av: 
  
 – 
  
 Att naturgas skulle bli tillgängligt i Stockholmsregionen. 
  
 – 
  
 En förändrad energibeskattning av kraftvärme jämfört med idag gällande. 
  
 – 
  
 Elcertifikatsystemets fortlevnad efter 2010. 
  
 – 
  
 Systemet för handel med utsläppsrätter. 
  
 – 
  
 Införande av koncessionsplikt för integrationsledningar mellan närliggande nät. 
  
 1  
 Med högeffektiv kraftvärme avses en anläggning som ger en primärenergibesparing på minst 10 % jämfört med alternativ produktion av el och värme. 
 423 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 I uppdraget ingår att i samråd med Fjärrvärmeutredningens kansli fastlägga tekniska och ekonomiska parametrar. 
  
 1.3 
  
 Definition av begreppet potential 
  
 För undvikande av missförstånd ska inledningsvis klargöras vad som i denna rapport avses med kraftvärmepotential. Beräkning av den framtida kraftvärmevolymen kan något förenklat definieras på tre olika sätt: 
  
 Teknisk  
  
 volym-potential. 
  
 Ekonomisk  
  
 volym-potential. 
  
 Faktiskt implementerad volym. 
  
 Skillnaderna mellan dessa sätt att uppskatta kraftvärmevolymer illustreras nedan. 
 Figur 3 Illustration av teknisk och ekonomisk potential samt implementerad volym 
 Ill ustrai tion a v kraftvärme  
 -poten 
  tialer 
  
 T eknisk 
  
 Bortfall p ga 
  
 Ekonomisk 
  
 Bortfall 
  
 Implementerad 
  
 voly mpotential 
  
 ekonomi 
  
 voly mpotential 
  
 i beslut 
  
 volym 
  
 Den  
 tekniska potentialen  
 avser den maximala volym kraftvärme som kan realiseras med känd teknik. Beräkningen tar begränsad eller ingen hänsyn till ekonomiska förutsättningar, utan är inriktad på att uppskatta den teoretiskt sett maximala potentialen för kraft- värme. 
 424 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 Ett nästa steg i potentialuppskattningen är att underkasta beräk- ningarna ett antal ekonomiska och kommersiella krav. Därmed kommer den tekniska potentialen att reduceras på grund av att ett betydande antal projekt och investeringar inte möter de ekono- miska kriterier som definierats. Ett sådant kriterium kan vara att avkastningen på investeringen måste motsvara den avkastning som är kommersiellt motiverad med hänsyn till verksamhetens förut- sättningar och risk. Det bör noteras att vanligen beräknas den eko- nomiska potentialen med någon form av förenklade antaganden, vilket således skapar viss osäkerhet i resultatet. Vidare görs vissa antaganden om tidsaspekten för när potentialen kan realiseras. De projekt och investeringar som återstår efter den ekonomiska pröv- ningen benämns här den  
 ekonomiska potentialen 
 . 
  
 Den faktiskt  
 genomförda volymen  
 beror emellertid av i vilken utsträckning beslut om investering sker respektive fullföljs i alla de orter, där det finns en ekonomisk potential. Det kan finnas flera skäl till att bortfall sker, så att faktiskt genomförd volym är väsent- ligt lägre än den uppskattade ekonomiska potentialen, exempelvis: 
  
 De som ska både fatta beslut och genomföra investering i kraft- värme kan göra en annorlunda samlad bedömning än vad som beräknats i den ekonomiska potentialen. Exempelvis kanske de framtida osäkerheterna i energibeskattning, elcertifikat, priser m.m. bedöms vara så stora att man väljer att avvakta eller helt avstå från att genomföra en investering. Andra skäl kan vara att företaget och/eller dess ägare anser att investeringens belopp är för stor för att kunna finansieras av den egna verksamheten. 
  
 Genomförande och driftsättning senareläggs, exempelvis pga tillståndsprocess, leveransproblem av insatsvaror och anlägg- ning eller dylikt. 
  
 Förutsättningarna för en enskild ort och/eller investering skiljer sig från de förenklade antaganden som gjorts vid beräk- ning av den ekonomiska potentialen. 
  
 Vi har uppdragits av Fjärrvärmeutredningen att analysera den  
 eko- nomiska potentialen 
 . Det innebär att det inte kan uteslutas att de volymer som redovisas i denna rapport kan visa sig  
 överskatta  
 den volym kraftvärme som faktisk kommer att genomföras till år 2010, år 2015 respektive år 2020. 
 425 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 1.4 
  
 Metod 
  
 PwC har anlitat Fjärrvärmebyrån som underkonsult i detta upp- drag. Fjärrvärmebyrån har med sina djupa tekniska kunskaper och erfarenheter från fjärrvärmemarknaden i Sverige tagit fram en ny modell över samtliga svenska tätorters invånarantal och fjärrvärme- system. 
 Beräkningarna av kraftvärmepotential i fjärrvärmesystem baseras på Fjärrvärmebyråns modell. Sannolika värdeintervall för relevanta parametrar har tagits fram på grundval av översiktliga analyser av berörda marknader, befintliga utredningar och i samråd med Fjärr- värmeutredningens kansli. Beräkningar av kraftvärmepotentialen har gjorts för olika nivåer på de relevanta parametrarna. Effekter på kraftvärmepotentialen av förändringar i marknadsförutsättningar har också åskådliggjorts. 
 Beräkningarna av potentialen för småskalig kraftvärme är baserade på en uppskattning av den del av värmemarknaden, inom vilken det ej finns någon potential för storskalig kraftvärme i anslutning till fjärrvärmesystem. 
 Beräkningarna av kraftvärmepotential inom industrin baseras främst på översiktliga internationella jämförelser. 
  
 1.5 
  
 Begränsningar 
  
 Det har ej funnits utrymme att genomföra detaljerade specifika och skräddarsydda analyser av varje lokalt fjärrvärmesystem i Sverige; tid och budget för detta uppdrag har varit för begränsad. Detta har medfört att vi tillämpat ett schabloniserat förfarande avseende vår analys. 
 PwC har inte haft möjlighet att inom ramarna för detta uppdrag granska riktigheten i offentligt tillgängligt material eller övrigt underlag. PwC kan inte och tar inte ansvar för t.ex. ofullständig- heter i underlaget och ej heller konsekvenser av detta. 
 Olika metoder har använts för att bedöma kraftvärmepotentialen inom fjärrvärmesystem, i industrin samt småskalig kraftvärme. I kapitel  
 4–6 
  beskrivs respektive metods begränsningar. 
 426 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 2 
  
 Kraftvärmens roll inom svensk energiproduktion – en historisk överblick 
  
 De energikällor som använts för värmeproduktion för de svenska fjärrvärmenäten har varierat genom åren beroende på variationer i rådande marknadsförutsättningar. Detta gäller särskilt använd- ningen av kraftvärme och dess ställning på den svenska elmark- naden. 
 Kraftvärme har historiskt haft en mindre betydelse i svensk kraftproduktion. Figuren nedan illustrerar den svenska kraftpro- duktionen mellan 1941 och 2003. 
 Figur 4 Sveriges elproduktion mellan  
 1940–2003 
  
 TWh/år 
  
 Sveriges elproduktion 
  
 160 
  
 140 
  
 Kondenskraft 
  
 120 
  
 Kraftvärme 
  
 100 
  
 Kärnkraft 
  
 80 
  
 60 
  
 Vattenkraft 
  
 40 
  
 20 
  
 0 
  
 1940 
  
 1945 
  
 1950 
  
 1955 
  
 1960 
  
 1965 
  
 1970 
  
 1975 
  
 1980 
  
 1985 
  
 1990 
  
 1995 
  
 2000 
  
 2005 
  
 Källa: 50 år med fjärrvärme i Sverige, Fjärrvärmeföreningen. 
  
 Före 1965 dominerades kraftproduktionen av vattenkraft, varvid värmekraft endast användes under torrår och som spetslast. 
 Efter 1980 kom kärnkraft och vattenkraft tillsammans att reducera utrymmet för kraftvärme i kraftbalansen. Detta var ett resultat av att Sverige på  
 1970-talet 
  gjorde ett val att satsa på kärn- kraft vilket ökade tillgången på el väsentligt. 
 Mellan 1965 och 1980 behövdes värmekraft för att upprätthålla kraftbalansen. Under dessa år användes både industriell kraftvärme och fjärrvärmeanknuten kraftvärme för att reducera behovet av kondenskraft. Industriell kraftvärme är främst kopplad till 
 427 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 ångbehov inom pappers- och massaindustrin. De flesta kraftvärme- verken eldades med olja under dessa år. 
 När flera kärnkraftverk togs i drift under 1981 samtidigt som oljepriset var högt efter oljekrisen 1979/80 föll andelen kraftvärme i den svenska kraftbalansen till 4,5 % från att ha varit nästan 10 % under 1980. Under  
 80-talet 
  varierade andelen kraftvärme mellan 3 och 4,5 % beroende på tillgång på vattenkraft och efterfrågat elbehov. 
 Många fjärrvärmeanknutna kraftvärmeverk övergick till koleld- ning under första delen av  
 1980-talet 
  för att reducera kostnaden för el- och värmeproduktion. Andelen kraftvärme ökade sedan till 6 % under  
 1990-talet, 
  då många befintliga kraftvärmeverk konver- terades till att använda trädbränslen och nästan alla nya kraft- värmeverk byggdes för samma bränslen. 
 Ur figuren nedan framgår hur kraftvärmeproduktionen varit fördelad mellan industri- och fjärrvärmeaktörer. Kraftvärmepro- duktion har funnits i mindre utsträckning under större delen av  
 1900-talet. 
  I mitten av  
 1960-talet 
  börjades dock en kraftig utbygg- nad av kraftvärmeproduktionen. Utbyggnaden skedde både inom industrin och inom fjärrvärmeproduktion. 
 Figur 5 Elproduktion i svenska kraftvärmeverk 
  
 TWh/år 
  
 Elproduktion i svenska kraftvärmeverk 
  
 14 
  
 12 
  
 Industriell kraftvärme 
  
 10 
  
 Kraftvärme med fjärrvärme 
  
 8 
  
 6 
  
 4 
  
 2 
  
 0 
  
 1940 
  
 1945 
  
 1950 
  
 1955 
  
 1960 
  
 1965 
  
 1970 
  
 1975 
  
 1980 
  
 1985 
  
 1990 
  
 1995 
  
 2000 
  
 2005 
  
 Källa: 50 år med fjärrvärme i Sverige, Fjärrvärmeföreningen. 
  
 428 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 I figuren nedan visas andelen producerad fjärrvärme från kraftvär- meverk för perioden  
 1969–2003. 
  1969 uppgick andelen producerad fjärrvärme från kraftvärmeverk till drygt 55 %. Andelen minskade successivt ner till 40 % år 1980. Därefter skedde en dramatisk minskning av andelen ner till knappt 20 %. Förklaringen till denna minskning var en omställning av fjärrvärmeproduktionen där kraft- värmeproduktion med olja som bränsle ersattes av värmeproduk- tion med bränslen såsom kol, biobränslen och torv. Även elpannor samt värmepumpar började användas för värmeproduktion. En förklaring till detta är att den ökade elproduktionen (som följde beslutet att satsa på kärnkraft) gjorde det möjligt för fjärrvärme- producenter att till fördelaktiga priser köpa el att använda i fjärr- värmeproduktionen. Detta konkurrerade ut andra bränslen. Efter 1990 har dock andelen kraftvärme från fjärrvärmeproduktion ökat igen. 
 Figur 6 Andel av fjärrvärmen som produceras i kraftvärmeverk 
 Andel av fjärrvärme som produceras 
  
 i kraftvärmeverk 
  
 70% 
  
 60% 
  
 50% 
  
 40% 
  
 30% 
  
 20% 
  
 10% 
  
 0% 
  
 1965 
  
 1970 
  
 1975 
  
 1980 
  
 1985 
  
 1990 
  
 1995 
  
 2000 
  
 2005 
  
 År 
  
 Källa: 50 år med fjärrvärme i Sverige, Fjärrvärmeföreningen. 
  
 I figuren nedan visas elbalansen för svensk fjärrvärmeproduktion under perioden  
 1970–2003, 
  Kelly respektive brutto. Netto avser bruttoproduktionen reducerad med elanvändning för driftel, värmepumpar samt elpannor. 
 Perioden före 1980 kännetecknas av en liten elanvändning till endast driftel. Perioden efter 1980 kännetecknas av en övergång till en fjärrvärmeproduktion som till stor utsträckning skett med 
 429 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 värmepumpar samt elpannor, vilket var en följd av att fjärrvärme- producenterna kunde köpa el till gynnsamma villkor. Efter 1990 har dock elanvändningen inom fjärrvärmeindustrin minskat. 
 Figur 7 Elbalans för svensk fjärrvärmeproduktion 
 Elbalans för svensk fjärrvärmeproduktion 
  
 TWh/år 
  
 10 
  
 8 
  
 6 
  
 4 
  
 2 
  
 0 
  
 -2 
  
 Brutto (enbart egen 
  
 -4 
  
 elproduktion) 
  
 -6 
  
 Thornton (även inklusive 
  
 -8 
  
 egen elanvändning) 
  
 -10 
  
 1965 
  
 1970 
  
 1975 
  
 1980 
  
 1985 
  
 1990 
  
 1995 
  
 2000 
  
 2005 
  
 År 
  
 Källa: Fjärrvärmeföreningen. 
  
 Ägarbilden för den svenska fjärrvärmeverksamheten framgår av 
  
 nedanstående figur. 
  
 Figur 8 Fjärrvärmeförsäljning för respektive ägarsfär 2002, totalt 47 TWh 
  
 Fortum-sfären 
  
 18% 
  
 E.ON-sfären 
  
 14% 
 Kommunalt 
 ägda 
 Vattenfall- 
 59% 
 sfären 
 8% 
 Rindi Energi- sfären 
 1% 
 Källa: SOU 2004:136, Skäligt pris på fjärrvärme, bilaga 2. 
 430 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 3 Kraftvärmetekniker 
 I  
 EU-direktivet, 
  2004/8/EG anges i dess bilaga 1 nedanstående 11 kraftvärmetekniker 
 2  
 för samtidig produktion av el och värme, vilka här delats in i huvudsakligen storskaliga respektive småskaliga tekniker. Vissa tekniker såsom gasturbin med värmeåtervinning samt förbränningsmotor återfinns både som storskaliga och små- skaliga tekniker. 
 Storskaliga tekniker (Större än 1 MW 
 el 
 ) 
  
 Mottrycksturbin. 
  
 Kombicykel med värmeåtervinning. 
  
 Kondensturbin med ångavtappning. 
  
 Gasturbin med värmeåtervinning. 
  
 Förbränningsmotor. 
  
 Småskaliga tekniker (Mindre än 1 MW 
 el 
 ) 
  
 Shannon. 
  
 Gasturbin med värmeåtervinning. 
  
 Mikroturbiner. 
  
 Stirlingturbiner. 
  
 Bränsleceller. 
  
 Ångmaskiner. 
  
 Organiska Rankinecykler. 
  
 Andra typer av tekniker eller kombinationer av tekniker som omfattas av definitionerna i artikel 3a. 
  
 Nedan diskuteras förekomsten av dessa tekniker i Sverige samt vilka av dessa tekniker som kan komma att användas i Sverige fram till 2020. Fjärrvärmebyrån har bidragit med värdefull input gällande dessa tekniska delar. 
 Faktorer som är väsentliga för att bedöma om tekniken kommer att användas i Sverige fram till 2020 är om den används idag, konkurrenskraft jämfört med övriga tekniker och marknadsbe- 
  
 2  
 För utförligare teknisk beskrivning se t.ex. Elforsk, El från nya anläggningar 2003, Bilaga A samt Protermo 1999, Guidelines for Calculating Energy Generation in Combined Heat and Power Plants. 
 431 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 tingelser fram till 2020, t.ex. i vilken utsträckning teknikerna används internationellt och därigenom får en större marknad. 
  
 3.1 
  
 Storskaliga tekniker 
  
 3.1.1 
  
 Dagens tekniker 
  
 Mottrycksturbin 
 Den dominerande tekniken för dagens svenska kraftvärmeverk är mottrycksturbiner inom såväl industrin som i anslutning till fjärr- värmesystem. En mottrycksanläggning består av en ångpanna med en mottrycksturbin. Ångan som skapas i pannan med högt tryck och temperatur leds in i turbinen, varvid avgiven kraft överförs med en axel till en elgenerator. I industritillämpningar distribueras återstående ånga ut till förekommande industriella värmebehov, varvid ångan kondenseras till vatten. I fjärrvärmetillämpningar leds återstående ånga, nu med lägre tryck och temperatur, in i en tubin- kondensor, varvid ångan kondenserar till vatten genom att ett cirkulerande fjärrvärmevatten värms upp. Detta innebär att tekniskt sett produceras alltid el först och därefter produceras värme. Det går inte att göra tvärtom. 
 Kapacitetsområdet för mottrycksturbiner ligger mellan enstaka MW 
 el  
 till runt 100 MW 
 el.  
 Större kraftvärmeverk med mottrycks- turbiner har flera parallella mottrycksturbiner. De minsta mottrycksturbinerna återfinns i Lomma, Malå och Myresjö (1,6– 4,4 MW 
 el 
 ). Normal minsta storlek i samband med biobränsle och fjärrvärme är  
 8–12 
  MW 
 el  
 (Falun, Sala, Härnösand, Kiruna och Nässjö). En enklare variant av mottrycksturbin återfinns i Eksjö och Tranås där hetvattenpannor driver en separat ånggenerering av lågtrycksånga, vilket ger ett lågt elutbyte i turbiner på  
 1–2 
  MW 
 el. 
  
 Prestandamässigt används konventionella ångtryck  
 (100–180 
  bar) och ångtemperaturer  
 (500–540°C) 
  i de största kraftvärme- verken med mottrycksturbiner. Detta är prestanda som var världs- bäst teknik på  
 1950-talet. 
  Några högpresterande turbiner med överkritiska tryck, vilket är världsbäst teknik idag, används inte i svenska kraftvärmeverk, främst pga små anläggningar och besvärliga bränslen. För att få en högre andel el i produktionen så har några få anläggningar mellanöverhettning mellan en högtrycks- turbin och en mellan/lågtrycksturbin. 
 432 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 Mindre kraftvärmeverk använder lägre ångtryck och ång- temperaturer, t ex 63 bar och 510°C i Falun och 40 bar och 480°C i Malå. Detta ger en lägre andel el i förhållande till värmeproduktion. 
 Kombicykel med värmeåtervinning 
 En kombicykel utgörs av en kombination av en gasturbin och en mottrycksturbin. Ånga genereras av gasturbinens heta rökgaser. Om en kombicykel drivs med naturgas, kallas tekniken för gas- kombi. En gaskombi består av en eller flera gasturbiner och en eller flera ångturbiner. 
 En enda renodlad normalstor kombicykel finns i Ängelholm. Under senare år har skillnaden varit liten mellan marknadspris på el respektive naturgas inklusive skatter, varför anläggningsägaren tagit initiativ till att bygga en ersättande värmeproduktion med returträ. Det fanns även en likadan gaskombi i Karlskoga som drevs med gasol, men den togs ur drift under 2000 och är nu demonterad. 
 En större gaskombianläggning på 260 MW 
 el  
 har beställts av Göteborg Energi med driftstart 2006. Sydkraft planerar en större anläggning för Malmö. 
 En småskalig kombicykel (800 kW 
 el 
 ) som drivs av biogas åter- finns utanför Helsingborg. 
 En annorlunda variant till en renodlad seriekopplad kombicykel är den parallellkopplade kombicykel (PFBC) som eldas med fasta bränslen i Värtaverket, Stockholm. 
 Kondensturbiner med ångavtappning 
 Kondensturbiner med ångavtappning kallas kraftvärmeproduktion där en del av ångan tappas av före sista turbinsteget och används för värmeutvinning. 
 Det finns inga renodlade kondensturbiner med ångavtappning i Sverige, då konventionella kondenskraftverk historiskt inte varit konkurrenskraftiga på den svenska elmarknaden. Däremot finns det några aggregat där en s.k. kondenssvans är kopplad efter en mottrycksturbin. Dessa aggregat återfinns bl.a. i Stockholm, Norr- köping och Västerås. Det kan också förekomma att återkylare (antingen mot luft eller vatten) är kopplade till mottrycksturbiners fjärrvärmekretsar (t ex Örebro, Malmö, Borås och Linköping). Alla 
 433 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 dessa teknikvarianter ger möjlighet till att producera el i kondens- drift när det inte finns något värmebehov. I stort sett används denna möjlighet endast om elpriserna är mycket höga vid låga värmebehov. 
 Gasturbin med värmeåtervinning 
 Tekniken består av en gasturbin som kombineras med en värme- växlare, vari utgående rökgaser från gasturbinen kyls med ett cirkulerande fjärrvärmevatten. 
 Det finns en gasturbin med värmeåtervinning i Lund som använder naturgas. 
 Gasturbin med värmeåtervinning återfinns även i mer småskalig tappning. 
 Förbränningsmotor 
 Det finns några enstaka större förbränningsmotorer av dieseltyp som används som kraftvärmeverk. De återfinns bl. a i Oskarshamn (7 MW 
 el 
 ), Göteborg (13 MW 
 el 
 ) och Linköping (14 MW 
 el 
 ). 
  
 3.1.2 
  
 Morgondagens tekniker 
  
 Med dagens drivkrafter för ny kraftvärmeproduktion, dvs.. lång- siktigt högre elpriser, styrmedel för lägre koldioxidutsläpp (handel med utsläppsrätter) och högre andel förnyelsebar elproduktion (certifikatshandel) är det två av de tekniker som nämns i direktivet som främst är aktuella i Sverige. Dessa utgörs av: 
  
 Biobränsleeldade mottrycksturbiner. 
  
 Gaseldade kombicykler. 
  
 Biobränsleeldade mottrycksturbiner är aktuella i Sverige då bio- bränsle finns tillgängligt till konkurrenskraftiga priser och höga totalverkningsgrader är möjliga. 
 Gaseldade kombicykler är aktuella i Sverige i de kommuner där naturgas finns tillgängligt. Större anläggningar är förknippade med låga investeringskostnader relativt andra tekniker, höga elutbyten samt höga totalverkningsgrader. 
 434 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 De två övriga storskaliga teknikerna – kondensturbin med ång- avtappning samt gasturbin med värmeåtervinning – bedöms som mindre intressanta tekniker. Skälen är att de har svårt att konkur- rera med biobränsleeldade mottrycksturbiner samt gaseldad kombi- cykel enligt ovan. 
 Kondensturbin med ångavtappning har ett högt elutbyte, men en lägre totalverkningsgrad och är därför av miljöskäl samt av ekono- miska skäl svår att motivera i jämförelse med mottrycksturbinen. 
 Gasturbin med värmeåtervinning har ett lägre elutbyte än kombicyklerna och är därför mindre sannolikt aktuell för använd- ning i Sverige. 
  
 3.2 
  
 Småskaliga tekniker 
  
 3.2.1 
  
 Dagens tekniker 
  
 Gasturbin med värmeåtervinning 
 Tekniken är tillgänglig ner till 100 kW 
 el 
 . Exempelvis Turbec i Malmö levererar färdiga moduler med 105 kW 
 el  
 och 167 kW 
 värme 
 . 
 Förbränningsmotor 
 Ett flertal småskaliga kraftvärmeverk med förbränningsmotorer använder biogas i form av rötgas från avloppsreningsverk eller deponigas från avfallsdeponier. 
 Mikroturbiner, stirlingmotorer, bränsleceller, ångmaskiner eller organiska Rankinecykler 
 Mikroturbiner, stirlingmotorer, bränsleceller, ångmaskiner eller organiska Rankinecykler används inte för reguljär drift av kraft- värmeverk i Sverige. Demonstrationsanläggningar med bränsle- celler har förekommit. Ett  
 ORC-projekt 
  i demonstrationsstadiet planeras i Höganäs genom Addpower AB. 
 435 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 Andra typer av tekniker 
 En tillämpning med termiska solceller i träpulvereldade mikro- kraftvärmeverk återfinns i ett projekt som drivs gemensamt av Högskolan Dalarna och Mälardalens högskola. 
  
 3.2.2 
  
 Morgondagens tekniker 
  
 Sverige har en internationellt sett, en särskild ställning beträffande möjligheterna att införa småskalig kraftvärmeproduktion i större utsträckning. Den svenska värmemarknaden är främst driven av en god tillgång till skattemässigt gynnat biobränsle. Internationellt sker dock utvecklingen av kraftvärmeproduktion främst med fokus på naturgas. Med biobränsle som resurs är tillgången på kom- mersiell teknik betydligt mindre. Det finns visserligen utvecklings- projekt med biobränsle för småskalig kraftvärme, men det kommer sannolikt att dröja innan kommersiella tillämpningar är tillgängliga. 
 Detta medför att på kortare sikt utgörs potentialen för småskalig kraftvärme i Sverige av kraftvärmeproduktion via gasmotorer eller gasturbiner. Det förutsätter dock tillgång på naturgas. 
 På längre sikt finns en möjlighet finns en möjlighet att bränsle- celler kan komma att utnyttjas för kraftvärmeproduktion i Sverige. Bränsleceller är en teknik där el kan produceras ur vätgas. I dags- läget kräver dock också bränsleceller tillgång på naturgas (ur natur- gas utvinns vätgas). 
  
 4 
  
 Kraftvärmepotential i anslutning till fjärrvärme 
  
 Sverige har en unik situation inom EU genom att endast 30 % av värmetillförseln till fjärvärmesystemen idag kommer från kraftvärmeverk. Inget annat land inom EU har så mycket fjärr- värme med så lite kraftvärme. På sikt kan därför fler kraftvärme- verk komma att byggas i anslutning till existerande fjärrvärme- system om det finns drivkrafter för ny kraftvärme. 
 436 
 SOU 2005:33 Bilaga 4 
  
 Figur 9 Fjärrvärmens 
  
 marknadsandel (domestic market) samt andel värme 
  
 från kraftvärme i relation till fjärrvärme för några europeiska länder 
  
 FjärrvärmeHeat from  
 -CHP 
  in 
  
 pro 
 d 
 uktistr 
 i 
 onct heviat 
  
 kraftvärmegeneration 
  
 100% 
  
 NL 
  
 80% 
  
 FIN 
  
 DK 
  
 IT 
  
 DE 
  
 CZ 
  
 60% 
  
 BE 
  
 AT 
  
 HW 
  
 SK 
  
 EE 
  
 LV 
  
 40% 
  
 CH 
  
 PL 
  
 SE 
  
 LT 
  
 20% 
  
 FR 
  
 0% 
  
 0% 
  
 10% 
  
 20% 
  
 30% 
  
 40% 
  
 50% 
  
 60% 
  
 70% 
  
 80% 
  
 Market share for District heating 
  
 Fjärrvärmens marknadsandel 
  
 Källa: Lawrence, S. (2001), Rewarding Energy Efficiency: The perspective of emissions trading. Euroheat  Power – Fernwärme International 30(2001):9,  
 14–21. 
  
 Flera förändringar på den svenska elmarknaden torde gynna kraft- värmeutbyggnaden framgent, exempelvis införande av elcertifikat, högre priser på el samt ökad efterfrågan på el i kombination med begränsade utbyggnadsmöjligheter av vatten- och kärnkraft. 
  
 4.1 
  
 Modell 
  
 För att beräkna den ekonomiska potentialen för kraftvärme i an- slutning till fjärrvärmesystemen har en simuleringsmodell tagits fram, vilken baseras på data om samtliga befintliga och möjliga fjärrvärmesystem i Sverige. I modellen beräknas för varje system intäkter och kostnader dels för befintligt system, dels om en kraft- värmeanläggning byggs. Om investering i kraftvärme är lönsam ingår den i beräknad potential. Nedan beskrivs detta närmare. 
 437 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 4.1.1 
  
 Modellens indata och logik 
  
 Sveriges fjärrvärmesystem är inte homogena med avseende på energitillförsel eller använd produktionsteknik. För att kunna göra en rimlig bedömning av den ekonomiska potentialen av ny kraft- värme vid olika förutsättningar måste hänsyn tas till befintlig energitillförsel och befintliga produktionsanläggningar. Detta kräver lokal information om dagens fjärrvärmesystem, vilket åter- finns i Svensk Fjärrvärmes årliga statistik om svenska fjärrvärme- system. 
 Denna information har använts som indata i en simulerings- modell som parallellt analyserar befintliga och möjliga fjärrvärme- system i Sveriges alla kommuner. Simuleringsmodellen är en för- enkling av ett analysförfarande som används i HEATSPOT, vilket är en analysmodell som utvecklats av Sharp, doktorand på institutionen för Energiteknik på Chalmers Tekniska Högskola i Göteborg, inom det sk.  
 Nordleden-projektet. 
  
 Styrkan med tillämpat analysförfarande är att lokala förutsätt- ningar används för att få fram den nationella ekonomiska potentialen vid olika nationella villkor som bl.a. skattesystem, koldioxidhandel och certifikatspriser. Emellertid, modellen och analysförfarandet innebär en schabloniserad hantering av fjärr- värmesystemen då det inom uppdraget inte varit möjligt att detaljerat och specifikt analysera varje fjärrvärmesystem för sig. Likväl bör förfarandet ge en relativt god precision för potential- uppskattningen. 
 Kalkylen utgörs av en real ettårskalkyl baserad på ett basår, uttryckt i 2004 års penningvärde. 
 Indata 
 Nedanstående indata används i simuleringsmodellen som grund- information om dagens fjärrvärmesystem. 
  
 Utifrån Svensk Fjärrvärmes statistik för 2001 
  
 34 
 , skattas storleken på befintliga anläggningar per produktionsteknik och bränsle i totalt 11 grupper: 
  
 3 
  
 I statistiken ingår ca 96 % av fjärrvärmeunderlaget i Sverige. De 4  
  
 %-enheter 
  som saknas i statistiken ingår i den kraftvärmepotential som beräknas. 
  
 4 
  
 Svensk Fjärrvärmes statistik avseende 2002 var ej tillgängligt på den detaljerade nivå (effekt per anläggning) som krävts för analysen varför statistik för 2001 använts. 
  
 438 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 – 
  
 Avfall kraftvärme. 
  
 – 
  
 Avfall värme. 
  
 – 
  
 Spillvärme. 
  
 – 
  
 Värmepumpar. 
  
 – 
  
 Biobränsle kraftvärme. 
  
 – 
  
 Naturgas kombikraftvärme. 
  
 – 
  
 Kol kraftvärme. 
  
 – 
  
 Biobränsle värme. 
  
 – 
  
 Naturgas kraftvärme. 
  
 – 
  
 Olja kraftvärme. 
  
 – 
  
 Resterande kapacitet antas vara värmeproduktion med olja. 
  
 Normalårsvolym för såld fjärrvärme i Sverige har uppskattats på basis av Svensk Fjärrvärmes statistik för 2001. 
  
 Befintlig produktionsuppsättning har kompletterats med kända nybyggda och beslutade produktionsanläggningar, främst av- fallsanläggningar men även vissa kraftvärmeverk, t ex Rya gas- kombi i Göteborg. Dock ingår ej Öresundsverket i Malmö, då något beslut ej är fattat avseende byggnation. 
  
 Alla system som ingår i modellen antas vara kommunvisa, dvs. ett nät i varje kommun. Befintliga eller planerade integrations- ledningar mellan olika kommuner har noterats så att samkör- ning av olika fjärrvärmesystem beaktas. Idag finns 25 befintliga eller planerade integrationsledningar. En förenkling som gjorts är att näten i Stockholm antas vara integrerade trots att de i verkligheten är 3 separata nät. 
  
 439 
 Bilaga 4 SOU 2005:33 
  
 Figur 10 
  
 Kommuner vars fjärrvärmesystem idag är integrerade med 
  
 närliggande nät 
  
 Kommuner som är integrerade i dag 
  
 Ale 
  
 med 
  
 Göteborg 
  
 Lomma 
  
 med 
  
 Lund 
  
 Botkyrka 
  
 med 
  
 Södertälje 
  
 Mjölby 
  
 med 
  
 Linköping 
  
 Burlöv 
  
 med 
  
 Malmö 
  
 Mölndal 
  
 med 
  
 Göteborg 
  
 Eslöv 
  
 med 
  
 Lund 
  
 Nybro 
  
 med 
  
 Kalmar 
  
 Hallsberg 
  
 med 
  
 Örebro 
  
 Partille 
  
 med 
  
 Göteborg 
  
 Hallstahammar 
  
 med 
  
 Västerås 
  
 Salem 
  
 med 
  
 Södertälje 
  
 Huddinge 
  
 med 
  
 Södertälje 
  
 Sigtuna 
  
 med 
  
 Stockholm 
  
 Håbo 
  
 med 
  
 UpplandsBro 
  
 Sollentuna 
  
 med 
  
 Stockholm 
  
 Järfälla 
  
 med 
  
 Stockholm 
  
 Sundbyberg 
  
 med 
  
 Solna 
  
 Kumla 
  
 med 
  
 Örebro 
  
 Tyresö 
  
 med 
  
 Haninge 
  
 Landskrona 
  
 med 
  
 Helsingborg 
  
 Upplands 
  
 med 
  
 Stockholm 
  
 Väsby 
  
 Lidingö 
  
 med 
  
 Stockholm 
  
 Närhet till befintligt naturgasnät har noterats i 34 kommuner. 
  
 Figur 11 Kommuner med närhet till naturgas. Notera att exempelvis Kungsbacka idag ej har naturgas i tätorten, men antas kunna få det i ett fall där en investering i gaskraftvärme är aktuell 
 Kommuner med närhet till befintligt naturgasnät 
  
 Ale 
  
 Halmstad 
  
 Landskrona 
  
 Svalöv 
  
 Bjuv 
  
 Helsingborg 
  
 Lerum 
  
 Svedala 
  
 Burlöv 
  
 Hylte 
  
 Lomma 
  
 Trelleborg 
  
 Båstad 
  
 Höganäs 
  
 Lund 
  
 Varberg 
  
 Eslöv 
  
 Klippan 
  
 Malmö 
  
 Vellinge 
  
 Falkenberg 
  
 Kungsbacka 
  
 Mölndal 
  
 Åstorp 
  
 Gislaved 
  
 Kungälv 
  
 Partille 
  
 Ängelholm 
  
 Gnosjö 
  
 Kävlinge 
  
 Staffanstorp 
  
 Göteborg 
  
 Laholm 
  
 Stenungsund 
  
 Modellens logik 
  
 I simuleringsmodellen anges förutsättningar såsom bla skatte- satser, utsläppsrätter, certifikatspris, bränslepris, elpris, elut- byten i kraftvärmeverk och verkningsgrader. Dessutom anges 
  
 440 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 avkastningskrav, investeringskostnader för ny kraftvärme och minsta anläggningsstorlek som styr storlek på investeringar i ny kraftvärme. 
  
 Den volym som ligger till grund för potentialberäkningen baseras på framtida förväntad försäljningsvolym. Värmepro- duktion beräknas utifrån värmeförluster på 9 % i distributions- näten. Den förväntade framtida försäljningsvolymen uppskattas genom att maximal potential för varje tätortsinvånare uppgår till 9 MWh/år. I de system där fjärrvärmeanvändningen ej upp- går till denna nivå, antas återstående potential kunna erövras i etapper. 30 % fram till 2010, 40 % fram till 2015 och 50 % fram till 2020. Den avtagande penetrationstakten baseras på att ökande marginalkostnader för att ansluta ytterligare kunder till fjärrvärmenät. För de system där snittförbrukningen redan idag överstiger 9 MWh/invånare antas ingen volymtillväxt. 
  
 Körordningen baseras på nuvarande produktionskostnader och antas vara fixerad mellan de olika produktionsteknikerna. Kör- ordningen är enligt nedan: 
  
 – 
  
 Avfall – kraftvärme. 
  
 – 
  
 Avfall – värme. 
  
 – 
  
 Spillvärme. 
  
 – 
  
 Biobränsle – kraftvärme (befintlig). 
  
 – 
  
 Biobränsle – kraftvärme (ny). 
  
 – 
  
 Naturgas – gaskombikraftvärme (befintlig). 
  
 – 
  
 Ny naturgas – gaskombikraftvärme (ny). 
  
 – 
  
 Kol – kraftvärme. 
  
 – 
  
 Biobränsle – värme. 
  
 – 
  
 Värmepump 
  
 5 
 . 
  
 – 
  
 Naturgas – kraftvärme. 
  
 – 
  
 Olja – kraftvärme. 
  
 – 
  
 Olja – värme. 
  
 Årlig värmeproduktion simuleras i varje fjärrvärmesystem för dels befintlig produktionsuppsättning, dels när ett biobränsle- eldat kraftvärmeverk byggs respektive när ett gaseldat kombi- kraftvärmeverk byggs (om naturgas finns tillgängligt). Storleken på nybyggda kraftvärmeverk väljs som skillnaden mellan halva effektbehovet i systemet och summan av instal- 
  
 5  
 Värmepumpar har med dagens förutsättningar gällande skatt samt elpris en lägre prioritet i körordningen än vad värmepumpar historiskt haft. 
 441 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 lerade effekter i befintliga produktionsanläggningar som ligger före i körordningen. Erfarenhetsmässigt ger halva effektbe- hovet en lämplig storleksavgränsning för kraftvärmeverk i fjärrvärmesystem. Värmeproduktionen skattas i ett standardiserat varaktighetsdiagram med en utnyttjandetid om 2882 timmar. Utnyttjandetiden är härledd utifrån Stockholms- regionens klimatförutsättningar. 
  
 Figur 12 Konceptuell illustration av körordning 
  
 50% av 
  
 Ny kraftvärme 
  
 effekt- 
  
 Bef. kraftvärme 
  
 Spillvärme 
  
 behov 
  
 Avfall värme 
  
 Avfall kraftvärme 
  
 Varje systems årliga kostnader beräknas i vart och ett av de tre simuleringsfallen. För de två investeringsalternativen beräknas den systemkostnadsreduktion som görs genom differensen mellan årlig rörlig kostnad för befintligt system och rörlig kostnad för system efter kraftvärmeinvestering. Avkastning för ny kraftvärmeinvestering erhålls som kvoten mellan system- kostnadsreduktion och investeringskostnad. Vid beräkning av avkastningen för ny kraftvärmeinvestering beaktas även reinvesteringsbehov i befintligt produktionssystem. 
  
 Beslut om investering i ny kraftvärme tas om krav på minsta storlek uppfylls samt om beräknad avkastning överstiger av- kastningskravet. Om både ny biobränslekraftvärme och ny gaskombikraftvärme uppfyller kraven, så byggs den anläggning som har högst avkastning. Se bild nedan. 
  
 442 
 SOU 2005:33 Bilaga 4 
  
 Figur 13 
  
 Modellens beslutslogik 
  
 JA 
  
 Investering 
  
 Avk. bio 
  
 görs i bio 
  
 > avk.krav 
  
 NEJ 
  
 JA 
  
 JA 
  
 Effektbehov 
  
 Effektbehov 
  
 JA 
  
 Avk. bio 
  
 Investering 
  
 > 8 MW 
 el 
  
 > 20 MW 
 el 
  
 > avk.gas 
  
 görs ej 
  
 NEJ 
  
 NEJ 
  
 NEJ 
  
 JA 
  
 Investering 
  
 Avk. gas 
  
 Investering 
  
 JA 
  
 görs ej 
  
 Investering 
  
 > avk.krav 
  
 görs i gas 
  
 Avk. bio 
  
 görs i bio 
  
 NEJ 
  
 > avk.krav 
  
 NEJ 
  
 Investering 
  
 Investering 
  
 görs ej 
  
 görs ej 
  
 Modellens utdata utgörs av årliga produktionsvolymer av el och värme som uppstår efter att eventuell nyinvestering komplet- terat befintligt system. 
  
 I modellen ingår som nämnts ovan ett antal olika antaganden gällande randvillkoren. Dessa har delats upp i konstanta para- metrar samt variabla parametrar. 
  
 – 
  
 Kontanta parametrar är antaganden som med viss precision kan uppskattas och som hålls konstanta i simuleringarna. Exempel på konstanta parametrar är verkningsgrader, elut- byten,  
  
 CO 
 2 
 -emissioner 
  etc. 
  
 – 
  
 Variabla parametrar är antaganden om framtiden avseende exempelvis framtida elpris, bränslepris, certifikatpris etc. vars nivåer är svåra att förutsäga med god precision. De variabla parametrarna varieras i simuleringarna. 
  
 4.1.2 
  
 Konstanta parametrar 
  
 Verkningsgrader och elutbyte 
 I tabellen nedan anges antagna värden på verkningsgrader och elut- byten för respektive teknik. Nivåerna som valts avser spegla normala befintliga anläggningar i Sverige och alltså inte någon form av bästa tillgängliga teknik. 
 443 
 Bilaga 4 SOU 2005:33 
 Figur 14 Tekniker, verkningsgrader och elutbyten som används i modellen 
  
 Teknik 
  
 Verknings- 
  
 El- 
  
 Bränsle 
  
 grad, % 
  
 utbyte 
  
 Avfall kraftvärmeproduktion 
  
 (rökgaskondensering) 
  
 100 
  
 0,2 
  
 Osorterat brännbart avfall 
  
 Avfalll värmeproduktion 
  
 (rökgaskondensering) 
  
 100 
  
 0,0 
  
 Osorterat brännbart avfall 
  
 Spillvärme 
  
 100 
  
 0,0 
  
 Inköp från industri 
  
 Befintlig biokraftvärmeproduktion 
  
 90 
  
 0,4 
  
 Skogsrester 
  
 Ny biokraftvärmeproduktion 
  
 90 
  
 0,5 
  
 Skogsrester 
  
 Befintligt gaskombikraftvärme- 
  
 produktion 
  
 90 
  
 0,9 
  
 Naturgas 
  
 Ny gaskombikraftvärmeproduktion 
  
 90 
  
 1,0 
  
 Naturgas 
  
 Befintlig kolkraftvärmeproduktion 
  
 85 
  
 0,4 
  
 Shelton 
  
 Biovärmeproduktion 
  
 (rökgaskondensering) 
  
 100 
  
 0,0 
  
 Skogsrester 
  
 Värmepump 
  
 300 
  
 -0,3 
  
 El 
  
 Befintlig gaskraftvärmeproduktion 
  
 85 
  
 0,4 
  
 Naturgas 
  
 Befintlig oljekraftvärmeproduktion 
  
 85 
  
 0,4 
  
 Eldningsolja 1 
  
 Olja värmeproduktion 
  
 85 
  
 0,0 
  
 Eldningsolja1 
  
 Elcertifikat 
 För elförbrukning i värmepumpar erfordras inköp av elcertifikat. För 2004 uppgår kvotplikten till 8,1 % av elförbrukningen. Kvot- plikten ökar successivt och skall för 2010 uppgå till 16,9 %, enligt nu gällande system för elcertifikat 
 6 
 . I modellen har den långsiktiga kvotpliktsnivån antagits uppgå till 16,9 %. Det bör noteras att detta innebär att elcertifikatsystemet antas gälla oförändrat under mycket lång tid, dvs. då ett investeringsbeslut fattas år 2020 gäller oförändrade villkor för elcertifikat under kraftverkens hela för- väntade livslängd. 
  
 6  
 Lag (2003:113) om elcertifikat. 
 444 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 Minsta storlek på kraftvärmeinvesteringar 
 Investeringar i kraftvärmeanläggningar antas göras i system där effektbehovet överstiger en minimistorlek för kraftvärmeverk. Minimistorleken på kraftvärmeverket (mätt i MW 
 el 
 ) räknas i modellen om till en korresponderade effekt värme givet ett visst elutbyte. Antagen minimistorlek baseras på vad som vi ansett varit kommersiellt tillgängligt kraftvärmeverk. Storlekarna uppgår till: 
  
 Biokraftvärmeverk – 8 Mw 
  
 el 
 . 
  
 Gaskombikraftvärmeverk – 20 Mw 
  
 el 
 . 
 Om minimistorlek på biokraftvärme och gaskombi antas uppgå till 12 MWel, istället för 8 respektive 20 MW 
 el  
 så minskar kraftvärme- potentialen med endast ett par procent, då antalet investeringar i MW 
 el  
 i intervallet  
 8–12 
  MW 
 el  
 är begränsat, se Figur 17. Effektbehov per system. 
 Reinvesteringsbehov i befintliga anläggningar 
 I befintliga produktionsanläggningar föreligger på sikt ett reinvest- eringsbehov. I modellen har en kostnad för reinvesteringsbehov i befintliga anläggningar antagits uppgå till 3 500 kr/kW värme (gäller samtliga värme- och kraftvärmeanläggningar). Fram tills 2015 antas 35 % av befintliga anläggningar vara i behov av rein- vestering och fram till 2020 antas 70 % av befintliga anläggningar vara i behov av reinvestering. 
 Fast drift- och underhållskostnad 
 Tillkommande årliga fasta drift- och underhållskostnader för kraft- värmeinvesteringarna antas uppgå till 2 % av investeringskostna- den. Fasta drift- och underhållskostnader avser kostnader för underhåll, personal, försäkringar etc. Någon motsvarande kostnad för befintliga anläggningar har inte beaktats i modellen. Då kalkylen är en alternativkostnadskalkyl medför denna hantering att modellen blir konservativ till sin karaktär eftersom vissa befintliga anläggningar sannolikt kommer att fasas ut och stängas ner. 
 445 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 Gratis tilldelning av utsläppsrätter 
 Gratis tilldelningen av utsläppsrätter antas uppgå till enligt gällande svensk lagstiftning: 
  
 Gamla anläggningar – 80 %. 
  
 Nya anläggningar – 60 %. 
  
 Skatter (December 2004 års skatter) 
 I dagens beskattningssystem belastas bränsle som används för värmeproduktion med energiskatt samt  
 CO 
 2 
 -skatt. 
  Elproduktion belastas ej med energiskatt respektive  
 CO 
 2 
 -skatt. 
  
 Vid kraftvärmeproduktion är dock den del av bränslet som via proportionering kan härledas till värmeproduktionen till 79 % befriad från  
 CO 
 2 
 -skatt. 
  Vid kraftvärmeproduktion utgår dessutom ingen energiskatt. 
 De skatter som används i kalkylen redovisas nedan. 
  
 Bränsle 
  
 Energiskatt 
  
 CO 
 2 
 -skatt 
  
 Kol 
  
 312 kr/ton 
  
 2 
  
 260 kr/ton 
  
 Olja 
  
 732 kr/m3 
  
 2 
  
 598 kr/m 
 3 
  
 Naturgas 
  
 237 kr/1000 m3 
  
 1 
  
 946 kr/1000 m 
 3 
  
 Biobränsel 
  
 - 
  
 - 
  
 Elanvändning 
  
 215 kr/MWh 
  
 - 
  
 NO 
 x 
 -avgift 
  samt svavelskatt ingår ej i modelleringen då de har antagits vara försumbara i sammanhanget. 
  
 CO 
 2 
 -utsläpp 
  
 De  
 CO 
 2 
 -utsläpp 
  som används i kalkylen uppgår enligt tabellen. Dessa används för beräkning av kostnader för inköp av utsläpps- rätter. 
 446 
 SOU 2005:33 Bilaga 4 
  
 Bränsle 
  
 CO2-utsläpp 
  
 Kol 
  
 93 g/MJ 
  
 Olja 
  
 74 g/MJ 
  
 Naturgas 
  
 56 g/MJ 
  
 Avfall 
  
 25 g/MJ 
  
 Källa: SCB Emissionsfaktorer för CO 
 2 
 . 
  
 4.1.3 
  
 Variabla parametrar 
  
 De variabla parametrarna har tilldelats tre olika värden; låg, referens respektive hög. Låg respektive hög har tagits fram med utgångs- punkt i att dessa värden utgör rimliga och sannolika nivåer. De är alltså ej att betrakta som extremvärden. Värdena på de variabla parametrarna har tagits fram i samarbete med Fjärrvärmeutred- ningen. I tabellen nedan redovisas antaganden beträffande de variabla parametrarna. 
 447 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 Variabel 
  
 Låg 
  
 Referens 
  
 Hög 
  
 Kommentar 
  
 parameter 
  
 Avkastningskrav 
  
 7,5 
  
 8,3 
  
 10,3 
  
 Av PwC bedömt  
 avkast-ningskrav 
  
 (%) 
  
 Elpris 
  
 200,0 
  
 250,0 
  
 300,0 
  
 Referensnivån har baserats på 2007:års 
  
 (kr/MWh) 
  
 helårstermin på Nord Pool (30 
  
 EUR/MWh) per november 2004 omräk- 
  
 nad till 2004 års penningvärde. 
  
 Intervallet har bedömt bl.a. utifrån 
  
 historisk standardavvikelse för 
  
 treårsterminer respektive spotpris på 
  
 Nord Pool. Vi bedömer att ett intervall 
  
 om +/- 20 % är rimligt. 
  
 Certifikatpris 
  
 150,0 
  
 200,0 
  
 250,0 
  
 Elcertifikaten handlades i november 
  
 (kr/MWh) 
  
 2004 på ca 230 kr/MWh. 
  
 Nivån väntas dock minska något då 
  
 dagens nivåer enligt aktörer på mark- 
  
 naden kan anses vara väl höga. Det 
  
 finns fler certifikat än vad som efter- 
  
 frågas, exempelvis sparar vissa aktörer 
  
 på certifikaten. Detta skulle kunna 
  
 motivera 200 kr/MWh som referensnivå. 
  
 Vi bedömer att ett intervall om +/- 25 
  
 % är rimligt. 
  
 Pris utsläppsrätt 
  
 5,0 
  
 10,0 
  
 15,0 
  
 Marknadspris i november 2004 uppgick 
  
 (EUR/ton) 
  
 till  
 8-9 
  EUR/ton. 
  
 Olika bedömningar pekar på något 
  
 högre nivåer, vilket använd som 
  
 referensnivå. Givet osäkerheterna 
  
 bedömer vi att ett intervall om +/- 50 
  
 % är rimligt. 
  
 Fjärrvärme- 
  
 8,5 
  
 9,0 
  
 9,5 
  
 Den totala värmemarknaden för 
  
 potential per 
  
 bostäder och lokaler uppgår till 90 TWh 
  
 invånare 
  
 och med 9 milj. inv. ger det 10 
  
 (MWh/inv., år) 
  
 MWh/tätortsinvånare. 
  
 Reduktion med  
 5–15 
  % för att allt är 
  
 inte anslutningsbart till fjärrvärme i en 
  
 tätort ger ett lämpligt intervall. 
  
 448 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 Rörliga produktionskostnader (bränsle samt rörliga drift- och un- derhållskostnader) 
 7 
  
 Låg 
  
 Referens 
  
 Hög 
  
 Biobränsle (kr/MWh) 
  
 135 
  
 150 
  
 165 
  
 Referensalternativet har baserats på 
  
 priset 130 SEK/MWh (El från nya 
  
 anläggningar 2003). 
  
 Tillägg för 20 kr/MWh i rörlig drift- 
  
 och underhållskostnad (El från nya 
  
 anläggningar 2003). 
  
 Vi bedömer att ett intervall på +/- 
  
 10 % är rimligt 
  
 Naturgas (kr/MWh) 
  
 120 
  
 150 
  
 180 
  
 Referensalternativet har baserats på 
  
 priset 140 SEK/MWh (El från nya 
  
 anläggningar 2003). 
  
 Tillägg för 10 kr/MWh i rörlig drift- 
  
 och underhållskostnad (El från nya 
  
 anläggningar 2003). 
  
 Vi bedömer att ett intervall om +/- 
  
 20 % är rimligt. 
  
 Olja (kr MWh) 
  
 200 
  
 250 
  
 300 
  
 Högalternativet 
  
 har 
  
 baserats 
  
 på 
  
 marknadspris 
  
 i 
  
 november 
  
 på 
  
 eldningsolja 1. 
  
 Referensalternativet 
  
 utgörs av den nivå som förelegat 
  
 under  
 2000–2003. 
  
 Tillägg för 10 kr/MWh i rörlig drift- 
  
 och underhållskostnad (El från nya 
  
 anläggningar 2003). 
  
 Kol (kr/MWh) 
  
 60 
  
 75 
  
 90 
  
 Referensalternativets 
  
 kolpris antas 
  
 uppgå till 45 kr/MWh (baserat på 50 
  
 USD/ton). 
  
 Tillägg för 30 kr/MWh i rörlig drift- 
  
 och underhållskostnad (El från nya 
  
 anläggningar 2003). 
  
 Vi bedömer dock att ett intervall om 
  
 +/-20 
  % är rimligt för kolpriset. 
  
 7  
 Pris för spillvärme och avfall varieras inte i modellen. Dessa har högsta prioritet i körordningen (som är fixerad), varför priset på dessa bränslen därför ej har någon påverkan på kraftvärmepotentialen. För  
 systemkostnads-beräkningarna 
  har dock en rörligt produktionskostnad för spillvärme antagits till 125 kr/MWh. Rörlig produktionskostnad för avfall har antagits uppgå till  
 –100 
  kr/MWh (mottagningsavgift reducerad med rörlig drift- och underhållskostnad). 
 449 
 Bilaga 4 SOU 2005:33 
 Kraftvärmeinvestering 
  
 Låg 
  
 Referens 
  
 Hög 
  
 Bio-KV 
  
 För både  
 bio-KV 
  och gaskombi 
  
 (kr/kW 
 el 
 ) 
  
 gäller: 
  
 10 MW 
 el 
  
 17 000 
  
 21 200 
  
 25 500 
  
 Investeringskostnad/kW antas 
  
 vara linjärt beroende av storle- 
  
 30 MW 
 el 
  
 13 000 
  
 16 400 
  
 20 000 
  
 ken av anläggningen. 
  
 Nivåer baseras på El från nya 
  
 anläggningar 2003. 
  
 > 
 80 MW 
 el 
  
 Någon 
  
 förväntad 
  
 produktivi- 
  
 9 500 
  
 12 000 
  
 14 500 
  
 tetsförbättring som skulle leda 
  
 till minskat pris 
  
 har ej 
  
 Gaskombi 
  
 beaktats. Vi har från flera olika 
  
 (kr/kW 
 el)) 
  
 håll fått indikationer på att 
  
 40 MW 
 el 
  
 6 400 
  
 8 000 
  
 9 600 
  
 denna 
  
 har, åtminstone histo- 
  
 riskt sett, uteblivit. Andra fak- 
  
 torer har hittills styrt prisbil- 
  
 150 MW 
 el 
  
 5 200 
  
 6 500 
  
 7 800 
  
 den på verk. 
  
 Vi bedömer att ett intervall om 
  
 +/- 20 % är rimligt. 
 Totalt uppgår de variabla parametrarna till 9 stycken. Vissa av de variabla parametrarna är sinsemellan beroende. Inom ramen för detta uppdrag ingår dock ingen detaljerad korrelationsanalys. Priset på fossilt bränsle, dvs. naturgas, olja samt kol antas dock vara sins- emellan korrelerade. I simuleringarna hanteras detta genom att i de fall naturgaspriset är högt respektive lågt, så antas också olje- och kolpriset vara högt respektive lågt. På samma sätt har antagits att investeringskostnad per kW 
 el  
 för biokraftvärmeanläggningar samt gaskombianläggningar är sinsemellan korrelerade. 
  
 4.1.4 
  
 Modellens begränsningar 
  
 Modellen har vissa förenklingar som minskar precisionen för potentialbedömningen: 
 Den första begränsningen är att körordningen antas vara oför- ändrad oberoende av prisnivåer på bränslen mm. En mer korrekt modell borde ändra körordning efter större relativa prisändringar. Befintlig körordning bedöms vara rättvisande med dagens förut- sättningar och något högre elpris än idag. Innebörden av denna 
 450 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 begränsning är att ingen ny kraftvärme byggs på bekostnad av befintlig spillvärme och befintlig avfallsförbränning. 
 Den andra begränsningen är att biobränsle antas vara tillgänglig i obegränsade mängder över hela landet, i motsats till naturgas som bara finns tillgänglig i vissa kommuner. I verkligheten kan det finnas en begränsning av kapacitet för ny biobränsleeldad kraft- värme i de tre storstadsregionerna med avseende på svår bränslelo- gistik och bristande tillgång till lämpliga produktionsplatser. Speciellt i vissa delar av Stockholmsregionen kan ny kraftvärme på kort sikt antagligen enbart byggas med naturgas som bränsle. Dessutom kan prisbilden på biobränsle förändras om efterfrågan ändras markant. Motsvarande prisresonemang kan även vara relevant avseende pris på naturgas. 
 Den tredje begränsningen är att kraftvärmepotentialen baseras på jämförelser av ekonomiska konsekvenser av förändringar av befintlig produktionssammansättning. Någon kontroll huruvida det skulle vara lönsammare att genomföra någon annan investering i någon annan produktionsteknik görs ej. 
 Den fjärde begränsningen är att vi inte för de enskilda kraftvärmeinvesteringarna har beräknat genomförandetider. Alltså tas ingen hänsyn till praktiska begränsningar som exempelvis till- ståndsprocess, upphandling, byggnation, uppstart etc. 
 Den femte begränsningen är att ingen hänsyn tagits till att förut- sättningarna för en enskild ort och/eller investering skiljer sig från de förenklade antaganden och schabloner som gjorts vid beräkning av den ekonomiska potentialen. Detta innebär att felaktigheter kan uppstå för enskilda orter och anläggningar. 
  
 4.2 
  
 Resultat 
  
 I de följande avsnitten redovisas resultaten av potentialberäk- ningarna. Först redovisas ett referensscenario och därefter redo- visas resultat av simuleringar som beaktar olika förändringar i de variabla parametrarna. 
 I appendix 1 – Känslighetsanalys avseende kraftvärmepotentialen i anslutning till fjärrvärme visas resultatets känslighet med avseende förändringar i vissa parametrar. 
 451 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 4.2.1 
  
 Referensscenario 
  
 Ett referensscenario har tagits fram som utgår från dagens förut- sättningar (slutet av 2004) avseende tillgång på naturgas i olika kommuner, dagens integrationsledningar samt att dagens skattesy- stem och dagens certifikatsystem är beständigt. I referensscenariot antar vidare de variabla parametrarna sina respektive referensnivåer. 
 Nedan visas resultatet av referensscenariot 2015. Vi har valt att definiera kraftvärmepotentialen som netto elbalans, vilket är total brutto elproduktion med avdrag för elanvändning till värmepumpar samt övrig driftel. I denna rapport avses benämningen kraftvärme- potential motsvara netto elbalans. Denna definition har valts då den redovisar den elproduktion som fjärrvärmesektorn netto kan till- föra elsystemet. 
 Figur 15 Kraftvärmepotential enligt referensscenario. Övrig driftel beräknas schablonmässigt som 3 % av total värmeproduktion 
  
 Kraftvärmepotential 2015 
  
 Referens-scenario 
  
 Ny prod.kapacitet i kraftvärme 
  
 Biobränsle 
  
 2 386,0 
  
 MW 
 el 
  
 Gaskombi 
  
 46,0 
  
 MW 
 el 
  
 Totalt 
  
 2 431,0 
  
 MW 
 el 
  
 Elproduktion, ny kapacitet 
  
 Biobränsle 
  
 10,8 
  
 TWh 
  
 Gaskombi 
  
 0,2 
  
 TWh 
  
 Totalt 
  
 11,0 
  
 TWh 
  
 Elproduktion, befintlig kapacitet 
  
 Biobränsle 
  
 4,4 
  
 TWh 
  
 Kol 
  
 0,3 
  
 TWh 
  
 Olja 
  
 0,1 
  
 TWh 
  
 Gas 
  
 0,5 
  
 TWh 
  
 Avfall 
  
 1,4 
  
 TWh 
  
 Totalt 
  
 6,6 
  
 TWh 
  
 Total elproduktion, brutto 
  
 17,6 
  
 TWh 
  
 Elanvändning till – värmepumpar 
  
 -0,2 
  
 TWh 
  
 Övrig Driftel 
  
 -1,8 
  
 TWh 
  
 Thornton elbalans, TWh 
  
 15,6 
  
 TWh 
  
 I referensscenariot 2015 beräknas den ekonomiska kraftvärmepo- tentialen till ca 15,6 TWh år 2015 netto elbalans, respektive 17,6 TWh i total elproduktion brutto. Som jämförelse uppgick 2004 års kraftproduktion inom fjärrvärmesektorn till 6,8 TWh (motsvarar 
 452 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 elproduktion brutto enligt definitionerna i denna rapport) enligt SCBs statistik 
 8 
 . 
 Referensscenariot 2015 innebär investeringar i ny produktions- kapacitet kraftvärme om 2 431 MW 
 el 
 . Som jämförelse uppgick i december 2003 den installerade kraftproduktionskapaciteten i fjärrvärmesektorn till 2 572 MW 
 el 
  
 9 
 . 
 97 % av potentialen inom  
 Elproduktion, ny kapacitet  
 för refe- rensscenariot 2015 ligger inom biokraftvärme. Endast i begränsad omfattning kommer gaskombi att spridas i Sverige. Det främsta skälet är att med givna antaganden är investering i biokraftvärme lönsammare än gaskombi till följd av elcertifikatsystemet. 
 Det projekteras eller planeras för närvarande två gaskombian- läggningar i Sverige. Det ena är det beslutade Ryaverket i Göte- borg. I modellen ingår Ryaverket som en befintlig gaskombian- läggning. I modellen antas dock Göteborg genomföra en biokraft- värmeinvestering, som ersätter Ryaverket. Den andra gaskombian- läggningen som planeras är Öresundsverket i Malmö. I modellen antas även Malmö genomföra en investering i biokraftvärme. Modellens hantering av dessa två system påvisar att med givna antaganden och förutsättningar så har gaskombikraftverken svårt att konkurrera med biokraftvärme. Detta är en följd av de starka styrmedel som finns, främst elcertifikat. 
 Den uppskattade ekonomiska kraftvärmepotentialen inom  
 El- produktion, ny kapacitet  
 i figur 15 ovan ligger till 40 % inom de system som kontrolleras av något av de tre stora energibolagen Vattenfall, Sydkraft respektive Fortum. Den största delen, ca 60 %, återfinns hos energibolag med främst kommunala ägare. 
  
 8 
  
 Ho, Elförsörjning månadsvis 
  
 9 
  
 Källa: Nordel. 
  
 453 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 Figur 16 Fördelning av kraftvärmepotential på olika ägare 
  
 Fortum, 
  
 Olson, 
  
 V attenf all 
  
 Kommunala 
  
 (40 %) 
  
 ägare och 
  
 andra 
  
 (60 %) 
  
 Referensscenariot analyseras i detalj nedan. 
 Effektbehov per anläggning 
 I figuren nedan visas effektbehovet per anläggning i referens- scenariot. Effektbehovet definieras som den kapacitetsökning uttryckt i MW 
 el  
 i respektive system som erfordras för att täcka det värmebehov som härletts för varje system givet en ökad marknads- penetration. Då elutbytet är olika för gaskombi och biokraftvärme har två kurvor avseende effektbehov för biokraftvärme respektive gaskombi härletts. 
 Fiur 17 Effektbehov per system 
 454 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 Totalt 264 system ingår i analysen. För endast en del av dessa system överstiger effektbehovet minimistorleken för investering i biokraftvärme eller gaskombi. 
  
 I 75 av de 264 systemen överstiger effektbehovet 8 MW 
  
 el 
 . Detta motsvarar dock 81 % av systemens sammanlagda effektbehov. 
  
 I 9 av de 27 system som har tillgång till naturgas överstiger 
  
 effektbehovet 20 MW 
 el 
 . Detta motsvarar 77 % av systemens sammanlagda effektbehov. 
 Avkastning per investering 
 I figuren nedan visas avkastningen per investering. 
 Figur 18 Avkastning per investering. Den vågräta svarta linjen markerar avkastningskravet på 8,3 % 
 Avkastning per investering 
  
 40% 
  
 35% 
  
 30% 
  
 25% 
  
 20% 
  
 Bio-KV 
  
 15% 
  
 Gas kombi 
  
 10% 
  
 5% 
  
 0% 
  
 0 
  
 10 
  
 20 
  
 30 
  
 40 
  
 50 
  
 60 
  
 70 
  
 80 
  
 Antal 
 Av figuren framgår att av de 75 system där effektbehovet överstiger 8 MW 
 el  
 har endast 16 av biokraftvärmeinvesteringarna en lönsam- het som understiger avkastningskravet på 8,3 %. 
 Vidare framgår att av de 9 system där effektbehovet överstiger 20 MW 
 el  
 har 3 av gaskombianläggningarna en lönsamhet som under- stiger antaget avkastningskrav på 8,3 %. 
 Nedan sammanfattas beslutskedjan i grundscenariot för bio- kraftvärmeinvesteringar samt för gaskombiinvesteringar. Ur dessa bilder framgår att i de fall där det finns tillgång till naturgas och 
 455 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 storleksmässigt finns utrymme för gaskombiinvestering, så är bio- kraftvärmeinvesteringen i de flesta fallen mer lönsam än gas- kombiinvesteringen. 
 Figur 19 Investering i biokraftvärme i modellen – beslutskedja. Av de 264 system som ingår i modellen, är det 75 system som har ett effektbehov överstigande 8 MW 
 el 
 . Av dessa 75 system är det 59 system som har en avkastning i biokraftvärmeinvestering som överstiger avkastningskravet på 8,3 %. Av dessa 58 system är det 2 biokraftvärmeinvesteringar som ej genomförs eftersom avkastningen i gaskombiinvestering är lönsammare. Totalt genomförs biokraftvärme- investeringar i 57 system 
  
 75 system 
  
 59 system 
  
 57 system 
  
 Investering 
  
 görs i bio- 
  
 264 system 
  
 kraftvärme 
  
 189 system 
  
 16 system 
  
 2 system 
  
 Effektbehov 
  
 Avkastning bio 
  
 Avkastning  
 bio-KV 
  
 el 
  
 avkastning gaskombi 
  
 Figur 20 Investering i gaskombi i modellen – beslutskedja. Av de 27 system som ingår i modellen och som har tillgång till naturgas, är det 9 system som har ett effektbehov överstigande 20 MW 
 el 
 . Av dessa 9 system är det 6 system som har en avkastning i gaskombiinvestering som överstiger avkastningskravet på 8,3 %. Av dessa 6 system är det 4 gaskombiinvesteringar som ej genomförs eftersom avkastningen i biokraftvärmeinvestering är lönsammare. Totalt genomförs biokraftvärmeinvesteringar i 2 system 
  
 27 system 
  
 9 system 
  
 6 system 
  
 2 system 
  
 Investering 
  
 görs i gaskombi 
  
 med naturgas 
  
 18 system 
  
 3 system 
  
 4 system 
  
 Effekt-behov 
  
 Avkastning  
 gas-KV 
  
 Avkastning gas  
  
 el 
  
 avkastning  
 bio-KV 
  
 456 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 Referensscenario 2015 – Förändring av produktionsmix 
 I bilden nedan framgår hur produktionsmixen förändras i referens- scenariot jämfört med befintligt scenario (inklusive tillväxt fram till 2015) där inga investeringar i kraftvärme görs. Ny biokraftvärme samt gaskombi ersätter främst värmeproduktion från fasta bränslen, värmepump, befintlig gaskraftvärme, befintlig oljekraft- värme samt värmeproduktion med olja. Av bilden framgår att värmeproduktionen i avfall kraftvärmeproduktion, avfall värme- produktion, spillvärme samt befintlig biokraftvärmeproduktion är oförändrad (vilket tidigare noterats som en grundförutsättning i modellen). 
 Figur 21 Förändring av produktionsmix (fjärrvärme) 2015 för system utan investering i kraftvärme samt system efter investering i kraftvärme 
  
 TWhvärme 
  
 Förändring i produktionsmix (fjärrvärme ) för 
  
 Produktionsmix utan inv 
  
 Robinson 2015 
  
  Produktionsmix efter inv. 
  
 25 
  
 20 
  
 15 
  
 10 
  
 5 
  
 0 
  
 KV 
  
 l 
  
 io KV 
  
 KV 
  
 V 
  
 KV 
  
 lKV 
  
 s KV 
  
 ja KV 
  
 a 
  
 Avf 
  
 al 
  
 Avfall 
  
 ef B 
  
 Bio 
  
 iK 
  
 Olj 
  
 B 
  
 Ny 
  
 fG 
  
 skomb 
  
 Gaskombi 
  
 ef 
  
 Ko 
  
 ef Ga 
  
 Bef 
  
 Ol 
  
 B 
  
 B 
  
 a 
  
 Be 
  
 Ny 
  
 Referensscenario 2015 – Förändring produktionskostnad 
 I bilden nedan framgår hur produktionskostnaden förändras i referensscenariot. Produktionskostnaden är härledd utifrån rörliga produktionskostnader med avdrag för intäkt för såld el. 
 457 
 Bilaga 4 SOU 2005:33 
  
 Figur 22 Förändring av rörlig produktionskostnad 
  
 (med avdrag för intäkt för 
  
 såld el) 2015 för system utan investering samt system efter inve- 
  
 stering i kraftvärme 
  
 Förändring i produktionskostnad 
  
 Produktionskostnad utan inv 
  
 för refere nsscenario 2015 
  
 Produktionskostnad efter inv. 
  
 12 500 
  
 10 000 
  
 7 500 
  
 MKr 
  
 5 000 
  
 2 500 
  
 0 
  
 -2 
  500 
  
 Avfa 
  
 KV 
  
 V 
  
 V 
  
 bi KV 
  
 V 
  
 s KV 
  
 V 
  
 ja 
  
 Totalt 
  
 io K 
  
 ol K 
  
 lja K 
  
 l 
  
 lKV 
  
 Bio 
  
 B 
  
 iK 
  
 K 
  
 O 
  
 A 
  
 vfal 
  
 B 
  
 ef 
  
 y 
  
 askomb 
  
 kom 
  
 B 
  
 ef 
  
 Bef 
  
 Ga 
  
 Bef 
  
 O 
  
 N 
  
 G 
  
 G 
  
 as 
  
 ef 
  
 y 
  
 B 
  
 N 
  
 Av bilden framgår att det för energiproducenterna finns en stor besparing i att ersätta dyr oljeproduktion med biokraftvärme. Den totala besparingen för producenterna uppgår till knappt 9 miljarder kr vid antagna rörliga produktionskostnader. 
 Grov uppskattning av investeringar 2010, 2015 samt 2020 
 Baserat på beskrivna antaganden har investeringskostnaden för att i anspråkta kraftvärmepotentialen beräknats. 
 Figur 23 Ackumulerade investeringar i kraftvärme för åren 2010, 2015 samt 2020 
  
 Ackumulerade investeringar 
  
 2010 
  
 2015 
  
 2020 
  
 Miljarder kr 
  
 Biokraftvärme 
  
 26-32 
  
 30-39 
  
 35-45 
  
 Gaskombi 
  
 0,1 
  
 0,3-0,5 
  
 0,5-1 
  
 458 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 Kraftvärmepotential för referensscenariot  
 2010–2020 
  
 I diagrammet nedan visas kraftvärmepotentialen för  
 2010–2020 
  samt befintlig kraftvärmepotential redan idag. Med befintlig kraft- värmepotential avses den potential som finns i nuvarande fjärrvärmesystem (dvs.. 2001 års normalårsvolym). 
 Figur 24 Figuren visar kraftvärmepotential i befintliga anläggningar samt kraft- värmepotential för 2010, 2015 och 2020. Befintlig potential avser det fall då fjärrvärmesystemens värmeförsäljning inte ökar 
 Kraftvärmepotential referenss cenariot (netto elbalans ) 
  
 20 
  
 15 
  
 TWh 
  
 10 
  
 5 
  
 0 
  
 Befintlig 
  
 2010 
  
 2015 
  
 2020 
  
 Ur bilden ovan framgår att den största delen av kraftvärmepoten- tialen finns tillgänglig redan idag i befintligt system. Den befintliga potentialen ligger nämligen i en möjlighet att byta befintliga dyrare produktionsanläggningar mot mindre kostsamma biokraftvärme- anläggningar. Dessa biokraftvärmeanläggningar är gynnade eko- nomiskt via en relativt sett låg biobränslekostnad samt framförallt via intäkter från försäljning av elcertifikat. Kraftvärmepotentialen i det befintliga fjärrvärmesystemet är i referensscenariot knappt 13 TWh, vilket utgör ca 75 % av den ackumulerade totala potentialen år 2020. Den framtida tillväxten i fjärrvärmeleveranserna svarar således för en mindre del av den totala kraftvärmepotentialen. 
 Att kraftvärmepotentialen är så pass betydande i det befintliga fjärrvärmesystem, och inte enbart är beroende av en expansion av fjärrvärmenäten kan förefalla vara ett något överraskande resultat. Det främsta skälet är att de ekonomiska förutsättningarna för bio- bränslebaserad kraftvärme förbättrats radikalt genom att elcertifi- 
 459 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 katsystemet infördes år 2003. Elcertifikaten ökar dramatiskt lön- samheten i biokraftvärmeinvesteringar. 
 Nedan illustreras effekten av elcertifikaten på värmeproduk- tionskostnaden i en biokraftvärmeanläggning. Värmeproduktions- kostnaden definieras som bränslekostnad justerade för förluster samt med avdrag för intäkt från elproduktion. 
 Figur 25 Illustration av värmeproduktionskostnad för biokraftvärme utan certifikat och med certifikat 
  
 Värmeproduktionskostnad 
  
 150 
  
 Wh 
  
 125 
  
 100 
  
 75 
  
 kr/M 
  
 50 
  
 25 
  
 0 
  
 Biokraftvärme utan 
  
 Biokraftvärme med 
  
 certifikat 
  
 certifikat 
  
 4.2.2 
  
 Simuleringar och scenarioanalys 
  
 I uppdraget ingick att utöver en potentialuppskattning i form av ett referensscenario, att även genomföra simuleringar för att under- söka hur potentialerna påverkas vid förändringar i parametrarna. 
 Simuleringen sker genom ett stort antal beräkningar, med olika kombinationer av nivåer på de variabla parametrar som redovisades i avsnitt 4.1.3. I efterföljande avsnitt redovisas resultatet av simuleringarna för år 2010, år 2015 och år 2020, vilket är utgångs- läget för uppskattningen av den ekonomiska kraftvärmepoten- tialen. 
 Nedan redovisas de scenarier som studerats. Av utrymmesskäl åskådliggörs resultaten för dessa scenarier endast för år 2015. 
  
 Elcertifikatsystemet slopas efter år 2010. 
  
 Koncessionsplikt införs mellan integrerbara system. 
  
 Naturgasledning till Mälardalen och Gävle. 
  
 460 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 CO 
  
 2 
 -skatten 
  på kraftvärmeproduktion slopas. 
  
 Handel med utsläppsrätter slopas. 
  
 Kombinerade förändringar av grundförutsättningar. 
  
 Kraftvärmepotential i utgångsläget 
 Föreliggande simuleringar utgår från befintliga marknadsförutsätt- ningar. 
 Simuleringarna resulterar i ett antal olika beräkningsutfall avseende värdet på kraftvärmepotentialen. Dessa beräkningsutfall sorteras i storleksordning varvid en  
 S-formad 
  kurva erhålles enligt figurerna nedan. På den horisontella axeln anges värde på kraftvärmepotentialen (elbalans, netto). De beräkningsutfall som korresponderar till de minst gynnsamma nivåerna på de variabla parametrarna visas längst till vänster på  
 S-kurvan. 
  På motsvarande sätt visas de beräkningsutfall som korresponderar till de mest gynnsamma nivåerna på de variabla parametrarna längst till höger på  
 S-kurvan. 
  Alla andra beräkningsutfall representerar olika punkter däremellan på  
 S-kurvan. 
  
 Det lodräta strecket, mitt i diagrammen, anger det vägda genom- snittet av alla beräkningsutfall. 
 461 
 Bilaga 4 SOU 2005:33 
 Figur 26 I figurerna visas kraftvärmepotentialen för 2010, 2015 samt 2020. På den vågräta axeln visas kraftvärmepotentialen (i TWh) och på den lodräta axeln visas andelen av beräkningsutfallen (mätt i andel av totala antalet beräkningsutfall) 
 Simuleringarna uppskattar den ekonomiska kraftvärmepotentialen i fjärrvärmesystemen till följande: 
  
 År 2010 – drygt 14 TWh med intervallet  
  
 13,3–15,3 
  TWh. 
  
 År 2015 – ca 15,5 TWh med intervallet  
  
 14,6–16,6 
  TWh. 
  
 År 2020 – ca 17 TWh med intervallet  
  
 15,6–18 
  TWh. 
 Det kan noteras att spridningen av beräkningsutfallen är större för 2010 jämfört med 2015 och 2020. Detta beror främst på antagandet om att en del av befintliga anläggningar kommer att behöva reinvesteringar med tiden. Reinvesteringsbehovet är större 2020 än 2010, vilket får effekten att denna alternativreinvestering ökar lön- samheten i kraftvärmeinvesteringen i en större andel av beräk- ningsfallen år 2020 än år 2010. 
 462 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 Elcertifikatsystemet slopas 
 I nedanstående bild illustreras kraftvärmepotentialen i utgångsläget samt för ett scenario där certifikatsystemet slopas efter år 2010. Vid beräkning av intäkter från elproduktionen i detta scenario ingår följaktligen ingen ersättning för elcertifikat. 
 Figur 27 I figurerna visas kraftvärmepotentialen för 2015, dels i utgångsläget dels i ett scenario utan elcertifikat. På den vågräta axeln visas kraft- värmepotentialen (i TWh) och på den lodräta axeln visas andelen av beräkningsutfallen (mätt i andel av totala antalet beräkningsutfall). Det förväntade värdet på kraftvärmepotentialen minskar i scenariot utan elcertifikat med 2,5 TWh jämfört med utgångsläget 
 I ett scenario utan elcertifikat, minskar potentialen från drygt 15 TWh till ca 12,5 TWh. Jämfört med utgångsläget halveras kapacite- ten på ny biokraftvärme, medan kapaciteten på den nya gaskombi- kraftvärme som byggs ökar 3 ggr (dock från en låg nivå). Nettoef- fekten av detta blir att potentialen minskar med 2,5 TWh. 
 Spridningen i beräkningsutfallen i scenariot utan elcertifikat är större än i utgångsläget. Detta beror på att avkastningen för fler investeringar hamnar i närheten av avkastningskravet och blir därmed känsligare för förändringar i de variabla parametrarna. 
 Som komplement åskådliggörs även ett scenario utan elcertifikat, men med naturgas tillgängligt i Mälardalen och Gävle. Nedan åskådliggörs effekten på fördelningen av ny elproduktionskapacitet mellan biokraftvärme och gaskombi. Det framgår att potentialen inom biobränsle halveras, men att det sker en viss kompensation av att gaskombiinvesteringar genomförs istället. 
 463 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 Figur 28 Fördelning av ny elproduktion, brutto (2015) mellan gaskombi och biokraftvärme. De tre staplarna åskådliggör tre olika scenarier: med certifikat, utan certifikat samt ett scenario utan certifikat men med gas tillgängligt i Mälardalen och Gävle 
 Ny elproduktion, brutto (2015) 
  
 12 
  
 10 
  
 Gaskombi 
  
 8 
  
 Biokraftvärme 
  
 TWh 
  
 6 
  
 4 
  
 2 
  
 0 
  
 Med certifikat 
  
 Utan certifikat 
  
 Utan cert, med gas 
  
 till Mälardalen och Gävle 
 Det bör noteras att om elcertifikatsystemet slopas efter 2010 så blir kraftvärmepotentialen väsentligt mer känslig för förändringar i de andra grundförutsättningarna, såsom koncessionsplikt mellan när- liggande system,  
 CO 
 2 
 -skatt 
  och tilldelning av utsläppsrätter. Detta berörs närmare i avsnitt 4.2.2.7. 
 Koncessionsplikt mellan integrerbara system 
 Baserat på tekniska och praktiska förhållanden har närliggande system antagits vara sammankopplingsbara med varandra. När två system integreras i modellen så utnyttjas den samlade produk- tionskapaciteten i de integrerade systemen för det samlade värme- underlaget i systemen 
 10 
 . De system som antas vara sammankopp- lingsbara anges i tabellen nedan. 
  
 10  
 Utnyttjandetiden antas vara oförändrad vid integration av närliggande system. I verkligheten kan det ske en liten ökning, då mer ledningar ger större distributionsförluster med hög utnyttjandetid. 
 464 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 Figur 29 Kommuner som inte är integrerade idag men som antas ha möjlighet att integreras på sikt. Som nämnts tidigare, behandlas de tre näten i Stockholm som ett nät redan från början 
 Kommuner som antas ha möjlighet att integreras på sikt 
  
 Danderyd 
  
 med 
  
 Stockholm 
  
 Nora 
  
 med 
  
 Örebro 
  
 Falkenberg 
  
 med 
  
 Halmstad 
  
 Sandviken 
  
 med 
  
 Gävle 
  
 Falun 
  
 med 
  
 Borlänge 
  
 Solna 
  
 med 
  
 Stockholm 
  
 Hammarö 
  
 med 
  
 Karlstad 
  
 Staffanstorp 
  
 med 
  
 Malmö 
  
 Haninge 
  
 med 
  
 Stockholm 
  
 Svalöv 
  
 med 
  
 Malmö 
  
 Helsingborg 
  
 med 
  
 Malmö 
  
 Södertälje 
  
 med 
  
 Stockholm 
  
 Höganäs 
  
 med 
  
 Malmö 
  
 Timrå 
  
 med 
  
 Sundsvall 
  
 Kungsbacka 
  
 med 
  
 Göteborg 
  
 Trelleborg 
  
 med 
  
 Malmö 
  
 Kungälv 
  
 med 
  
 Göteborg 
  
 Trollhättan 
  
 med 
  
 Uddevalla 
  
 Kävlinge 
  
 med 
  
 Malmö 
  
 Täby 
  
 med 
  
 Stockholm 
  
 Köping 
  
 med 
  
 Västerås 
  
 Vallentuna 
  
 med 
  
 Stockholm 
  
 Laholm 
  
 med 
  
 Halmstad 
  
 Varberg 
  
 med 
  
 Halmstad 
  
 Lerum 
  
 med 
  
 Göteborg 
  
 Vellinge 
  
 med 
  
 Malmö 
  
 Lund 
  
 med 
  
 Malmö 
  
 Ängelholm 
  
 med 
  
 Malmö 
  
 Nacka 
  
 med 
  
 Stockholm 
  
 Nedan visas kraftvärmepotentialen i utgångsläget samt i ett scenario där nya integrationsledningar finns på plats. 
 Figur 30 I figurerna visas kraftvärmepotentialen för 2015, dels i utgångsläget dels i ett scenario där nya integrationsledningar införs. På den vågräta axeln visas kraftvärmepotentialen (i TWh) och på den lodräta axeln visas andelen av beräkningsutfallen (mätt i andel av totala antalet beräkningsutfall). Det förväntade värdet på kraftvärmepotentialen på- verkas inte väsentligt i ett scenario med nya integrationsledningar 
 465 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 Resultatet av simuleringarna visar att potentialen inte påverkas markant i ett fall där antalet integrationsledningar ökas. Den främsta anledningen är att i de orter där integrationsmöjligheter finns, så finns ett utrymme för kraftvärmeinvestering oavsett om en integration sker med ett närliggande nät eller ej. Det finns dock ett antal mindre system som på egen hand inte har ett effektbehov som är tillräckligt för att genomföra en kraftvärmeinvestering men som med integrationsledningar kan nå upp över minimistorleken på en kraftvärmeinvestering. Dessas tillskott på kraftvärmepoten- tialen är dock marginell. 
 Integrationsledningar medför inte någon märkbar effekt på för- delningen av kraftvärmepotentialen mellan biokraftvärme och gas- kombi, under förutsättning att elcertifikatsystemet består bortom år 2010. 
 Emellertid, om elcertifikatsystemet slopas efter 2010 så blir kraftvärmepotentialen väsentligt mer känslig för införande av koncessionsplikt mellan integrerbara system. Kraftvärmepoten- tialen  
 ökar  
 om koncessionsplikt införs, givet att elcertifikat- systemet slopas 2010. Detta berörs närmare i avsnitt 4.2.2.7. 
 Naturgasledning till Mälardalen och Gävle 2015 
 I ett scenario där naturgas finns tillgängligt i Mälardalen och Gävle- området, antas följande kommuner få tillgång till naturgas: 
 Figur 31 Kommuner som antas få tillgång till naturgas om Mälardalen och Gävle får tillgång till naturgas 
 Kommuner med tillgång till naturgas om Mälardalen och Gävle får tillgång till naturgas 
  
 Aneby 
  
 Hofors 
  
 Sala 
  
 Täby 
  
 Askersund 
  
 Håbo 
  
 Sandviken 
  
 Upplands Bro 
  
 Botkyrka 
  
 Jönköping 
  
 Sigtuna 
  
 Upplands Väsby 
  
 Danderyd 
  
 Katrineholm 
  
 Sollentuna 
  
 Uppsala 
  
 Enköping 
  
 Kumla 
  
 Solna 
  
 Vadstena 
  
 Eskilstuna 
  
 Linköping 
  
 Stockholm 
  
 Vaggeryd 
  
 Finspång 
  
 Mjölby 
  
 Strängnäs 
  
 Västerås 
  
 Flen 
  
 Motala 
  
 Sundbyberg 
  
 Älvkarleby 
  
 Gnesta 
  
 Norrköping 
  
 Södertälje 
  
 Ödeshög 
  
 Gävle 
  
 Nyköping 
  
 Tierp 
  
 Örebro 
  
 Hallsberg 
  
 Oxelösund 
  
 Tranås 
  
 466 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 Nedan visas kraftvärmepotentialen utgångsläget samt i ett scenario där naturgas finns tillgängligt i Mälardalen och Gävle. 
 Figur 32 I figurerna visas kraftvärmepotentialen för 2015, dels i utgångsläget dels i ett scenario där naturgas finns tillgängligt i Mälardalen och Gävle. På den vågräta axeln visas kraftvärmepotentialen (i TWh) och på den lodräta axeln visas andelen av beräkningsutfallen (mätt i andel av totala antalet beräkningsutfall). Det förväntade värdet på kraftvärmepotentialen påverkas inte väsentligt av att naturgas finns tillgängligt i Mälardalen och Gävle 
 Resultatet av simuleringarna visar att kraftvärmepotentialen inte påverkas markant i ett fall där naturgas finns tillgängligt i Mälar- dalen och Gävle. Däremot sker en viss förskjutning av potentialen, från biokraftvärme till gaskombi. Gaskombipotentialen fördubblas vilket sker på bekostnad av biokraftvärmepotentialen. Anledningen till att ett utbyggt naturgasnät endast får ett begränsat genomslag på potentialen är att biokraftvärmeinvesteringarna i de flesta fall är mer lönsamma i modellen. Notera dock att ett utbyggt naturgasnät skulle kunna medföra ett prisfall på biobränsle i vissa regioner, samt påverkan på andra priser och variabler. Effekten av detta har inte beaktats i modellen. 
 Slopad  
 CO 
 2 
 -skatt 
  på kraftvärmeproduktion 
 Med nuvarande beskattningssystem belastas kraftvärmeproduktion med 21 % av koldioxidskatten på värmedelen (som härleds via pro- portionering). Elproduktionen belastas ej med  
 CO 
 2 
 -skatt. 
  
 Nedan åskådliggörs effekten av att kraftvärmeproduktion blir helt befriat från  
 CO 
 2 
 -skatt. 
  En sådan skattesänkning gynnar ny 
 467 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 gaskombi, men även också befintlig kraftvärmeproduktion med kol, olja och gas. Lönsamheten i att genomföra en biokraftvärmein- vestering minskar således. 
 Figur 33 I figurerna visas kraftvärmepotentialen för 2015, dels i utgångsläget dels i ett scenario där kraftvärmeproduktion blir helt befriad från CO 
 2 
 - skatt. På den vågräta axeln visas kraftvärmepotentialen (i TWh) och på den lodräta axeln visas andelen av beräkningsutfallen (mätt i andel av totala antalet beräkningsutfall). Det förväntade värdet på kraftvärme- potentialen påverkas inte väsentligt i ett scenario där kraft- värmeproduktion blir helt befriad från  
 CO 
 2 
 -skatt 
  
 Det sker endast en marginell ökning av kraftvärmepotentialen vid en slopad  
 CO 
 2 
 -skatt 
  på kraftvärme. Det som sker är en förskjut- ning från investeringar i biokraftvärme till investeringar i gaskombi. Detta som en följd av att gaskombiinvesteringarna gynnas av en slopad  
 CO 
 2 
 -skatt. 
  En motverkande effekt av en slopad  
 CO 
 2 
 -skatt 
  är att befintlig fossil kraftvärmeproduktion blir billigare, vilket minskar den besparing som kan göras genom nya biokraft- värmeinvesteringar. Resultatet blir att en del investeringar i bio- kraftvärme inte klarar lönsamhetskravet. 
 Om elcertifikatsystemet slopas efter 2010 så blir kraftvärmepo- tentialen väsentligt mer känslig för slopande av CO 
 2  
 skatt och till- delning av utsläppsrätter. Kraftvärmepotentialen  
 ökar  
 väsentligt om CO 
 2  
 skatt slopas i kombination med fri tilldelning av utsläppsrätter till nya anläggningar, givet att certifikatsystemet slopas 2010. Detta berörs närmare i avsnitt 4.2.2.7. 
 468 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 Handel med utsläppsrätter slopas 
 I modellen belastas utsläpp av CO 
 2  
 med kostnader för inköp av utsläppsrätter. 
 Nedan åskådliggörs effekten av handeln med utsläppsrätter slopas. Effekten av detta är marginell. 
 Figur 34 I figurerna visas kraftvärmepotentialen för 2015, dels i utgångsläget dels i ett scenario där systemet med  
 CO 
 2 
 -handel 
  slopas. På den vågräta axeln visas kraftvärmepotentialen (i TWh) och på den lodräta axeln visas andelen av beräkningsutfallen (mätt i andel av totala antalet beräkningsutfall). Det förväntade värdet på kraftvärme- potentialen påverkas inte väsentligt i ett scenario där systemet med  
 CO 
 2 
 -handel 
  slopas 
 Om elcertifikatsystemet slopas efter 2010 så blir kraftvärme- potentialen mer känslig för slopande av handel med  
 CO 
 2 
 -utsläpps- 
  rätter. Kraftvärmepotentialen minskar marginellt om handel med utsläppsrätter slopas, givet att certifikatsystemet slopas 2010. 
 Kombinerade förändringar av grundförutsättningar 
 Som framgått ovan är elcertifikatsystemets fortsättning eller slopande efter år 2010 den grundförutsättning som enskilt har den största påverkan på kraftvärmepotentialen. Kraftvärmepotentialen faller från 15,6 TWh vid evigt elcertifikatsystem till 12,5 TWh vid slopat system efter år 2010. 
 Emellertid, om elcertifikatsystemet slopas efter 2010 så blir kraftvärmepotentialen väsentligt mer känslig för förändringar i de andra grundförutsättningarna, såsom koncessionsplikt mellan integrerbara system,  
 CO 
 2 
 -skatt 
  och tilldelning av utsläppsrätter. 
 469 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 Nedan ges översiktligt några exempel på konsekvenser vid kombinerade förändringar av grundförutsättningarna. 
  
 Elcertifikatsystemet slopas efter år 2010 och koncessionsplikt införs mellan integrerbara system. Kraftvärmepotentialen  
  
 ökar  
 knappt 2 TWh från referensfallet 12,5 TWh 
  
 Elcertifikatsystemet slopas efter år 2010, koncessionsplikt 
  
 införs mellan integrerbara system,  
 CO 
 2 
 -skatt 
  slopas för kraft- värmeproduktion samt fri tilldelning av utsläppsrätter till nya anläggningar. Kraftvärmepotentialen  
 ökar  
 cirka 4 TWh från referensfallet 12,5 TWh 
  
 4.3 
  
 Avslutande diskussion 
  
 4.3.1 
  
 Kraftvärmepotential i fjärrvärmesystem 
  
 Fjärrvärmebyråns modell över den svenska fjärrvärmemarknaden har tjänat som underlag vid uppskattning av kraftvärmepotentialen år 2010, 2015 samt 2020. I diagrammet visas kraftvärmepotentialen i anslutning till fjärrvärme samt den historiska kraftvärmeproduk- tionen (mätt i elbalans brutto samt netto). 
  
 Figur 35 Historisk kraftvärmeproduktion brutto och Kelly för perioden 1970– 
  
 2003 samt beräknad kraftvärmepotential om 14 TWh år 2010, 15,5 
  
 TWh 2015 samt 17 år 2020 
  
 Kraftvärme inom fjärrvärmesystem 
  
 TWh 
  
 20 
  
 Brutto (enbart egen elproduktion) 
  
 15 
  
 Thornton (även inklusive egen 
  
 10 
  
 elanvändning) 
  
 5 
  
 0 
  
 -5 
  
 -10 
  
 1965 
  
 1975 
  
 1985 
  
 1995 
  
 2005 
  
 2015 
  
 2025 
  
 År 
  
 470 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 Av diagrammet framgår att den teoretiskt sett ekonomiska kraft- värmepotentialen inom fjärrvärmesystemen har uppskattats till drygt 14 TWh för 2010, ca 15,5 TWh för 2015 samt 17 TWh för 2020. Potentialen ligger dels i att det är lönsamt att byta ut befintlig värmeproduktion mot biokraftvärmeproduktion (som är ekono- miskt gynnad av bl.a. elcertifikat), dels i en volymtillväxt av fjärr- värmeunderlaget. 
 Modellen pekar, givet förutsättningarna, på en stark dominans av en biobaserad kraftvärmeproduktion. Detta är bland annat en effekt av de starka styrmedel som finns mot en förnyelsebar elpro- duktion. Man kan dock konstatera att elbranschen sannolikt kommer att iaktta försiktighet när det gäller att bli alltför beroende av en typ av bränsle. Detta är en lärdom man dragit från omställ- ningen av energisystemet som skedde som ett resultat av oljekrisen. Vidare har, som angivits i begräsningarna till modellen, inte hänsyn tagits till att det finns praktiska logistiska begränsningar gällande en utbyggnad av biobränslebaserad kraftvärmeproduktion i anslut- ning till exempelvis storstadsregioner. 
 Den enskilt viktigaste förutsättningen för kraftvärmepotentialen är om elcertifikatsystemet slopas efter år 2010, eller om systemet fortsätter under mycket lång tid. Kraftvärmepotentialen faller från 15,6 TWh vid evigt elcertifikatsystem till 12,5 TWh vid slopat system år 2010. Vid evigt elcertifikatsystem har förändringar i övriga grundförutsättningar relativt begränsad påverkan på kraft- värmepotentialen 
 Emellertid, om elcertifikatsystemet slopas efter 2010 så blir kraftvärmepotentialen väsentligt mer känslig för förändringar i de andra grundförutsättningarna, såsom koncessionsplikt mellan integrerbara system,  
 CO 
 2 
 -skatt 
  och tilldelning av utsläppsrätter. Vid slopat certifikatsystem 2010 ökar kraftvärmepotentialen knappt 2 TWh om koncessionsplikt införs mellan integrerbara system. Om utöver koncessionsplikt även  
 CO2-skatten 
  slopas för kraftvärmeproduktion och nya anläggningar får fri tilldelning av utsläppsrätter, ökar kraftvärmepotentialen med totalt 4 TWh. 
  
 4.3.2 
  
 Ekonomisk potential  
  
 vis-à-vis 
  genomförd kraftvärme 
 Vi har uppdragits av Fjärrvärmeutredningen att analysera den  
 eko- nomiska potentialen  
 för kraftvärme. Som tidigare beskrivits kan det uteslutas att de volymer som redovisas i denna rapport kan visa sig 
 471 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 överskatta  
 den faktiskt  
 genomförda kraftvärmevolymen 
 . Det ligger utom ramen för vårt uppdrag att analysera bakomliggande faktorer till varför kraftvärme inte har byggts eller kommer att byggas i den utsträckning som den uppskattade ekonomiska potentialen ger ut- tryck för. Här tas därför endast översiktligt några olika aspekter upp. 
  
 Ett grundläggande problem är osäkerheten i förutsättningarna som är förknippade med kraftinvesteringar. Dessa osäkerheter avser förändringar i beskattning, miljöavgifter, regelverk m.m., som påverkar lönsamheten i energiinvesteringar. Detta skapar i grunden osäkerhet för såväl nuvarande som potentiella investeringar i kraft- värme. Nedan illustreras historiska förändringar på energi- marknaden: 
 Figur 36 Historiska förändringar av förutsättningar för energimarknaden 
 Källa: Dagens industri, Sammanställning gjord av  
 Robertson, Politik och Samhälle. 
 Bilden ovan kan kompletteras med införandet av elcertifikatsystem samt osäkerheten kring dess långsiktighet. 
 Nedan ges ett antal olika begränsande aspekter som framkommit avseende vissa genomförda eller aviserade kraftvärmeinvesteringar, vilka sammantaget bidrar till att verkligt genomförd kraftvärme- volym understiger den teoretiskt uppskattade potentialen: 
  
 Osäkerhet avseende de långsiktiga förutsättningarna: 
  
 Den som avser investera i kraftvärme kan befara att förutsätt- ningarna riskerar förändras framgent i motsvarande omfattning 
 472 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 som de historiska förändringarna, illustrerades i figuren ovan. Då en kraftvärmeinvestering innebär ekonomiskt åtagande på åtminstone 20 år, kan investeraren göra bedömningen att det finns betydande risk att underlaget i den ursprungliga investeringskalkylen förändras negativt under denna period, i värsta fall att hela investeringen kullkastas. 
 Ett exempel på detta är gaskraftvärmeinvesteringen i Rya i Göteborg, där förutsättningarna som gällde då investerings- beslutet fattades i början av 2004 kom att försämras senare under året. 
 Ett annat exempel är Sydkraft, numera Eon, som parallellt driver en tillståndsprocess för dels ett gasbaserat kraftverk dels biobränslebaserat kraftverk. Enligt uppgift skapar man en flexi- bilitet att kunna göra ett slutligt beslut om investering i ett sent skede beroende på hur förutsättningarna är uppfyllda. 
 De större pågående och planerade kraftproduktions- investeringar i Sverige avser främst produktionsökning i kärn- kraft- och vattenkraftanläggningar, ofta i samband med reinve- stering. Den största pågående kraftinvesteringen i Norden är det femte kärnkraftverket i Finland, där investorerna består av såväl industriföretag som kraftbolag. 
 Sammantaget innebär detta att företag och ägare förefaller agera med försiktighet inför svenska investeringar i kraftvärme med hänsyn till osäkerheterna. 
  
 Stora investeringar relativt företagens storlek: 
  
 Investering i kraftvärme innebär en stor investeringsutgift relativt företagens omsättning. Exempelvis motsvarar Göteborg Energis investering i gaskraftvärmeverket i Rya ca 70 % av koncernens årsomsättning, exklusive de åtaganden man gjort i ett långt gasavtal. 
 Bland några andra kommunala bolag som undersöker eller överväger kraftvärmeinvestering har noterats att investerings- beloppen uppgår till ca  
 35–160 
  % av årsomsättningen. Det kan noteras att investeringar av denna betydande storlek innebär signifikant risktagande för dels energiföretagen dels de kom- munala ägarna (borgensåtaganden, finansiering m.m.). Ett alternativ är att företaget istället väljer investering i enbart värmeproduktion, som innebär betydligt lägre investerings- belopp samt att man undviker risker förknippade elproduk- tionens förutsättningar. 
 473 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 Undersökningar av PricewaterhouseCoopers under senare delen av 2003 indikerade att flera kommuner inte vill att den egna elverksamheten ska vara utsatt för risk. Detta begränsar verksamheten för såväl elhandel som investeringar i elpro- duktion. 
  
 Tillgång och förutsättningar för insatsbränslen: 
  
 En viktig parameter vid investeringsbeslut är de framtida förut- sättningarna för insatsbränslen, såväl avseende tillgång som bränslets kostnader och konkurrenskraft. I föreliggande rapport är biobränsle och naturgas särskilt relevanta att studera. 
 Det finns uttalade ambitioner att det svenska energisystemet ska inriktas mot en ökad andel biobränsle i såväl värme- som elproduktion. Denna inriktning förstärks av att beräknings- resultaten i denna rapport indikerar en betydande andel av kraftvärmepotentialen utgörs av biobränsle. Emellertid baseras beräkningarna på de mycket förenklade antagandena om ett gemensamt pris på biobränsle i Sverige, samt att biobränsle- priset är oförändrat i reala termer trots att efterfrågan ökar kraftigt i takt med att biobränslekraftvärme byggs ut. 
 De som ska investera i biobränslekraftvärme måste emellertid bilda sig en egen uppfattning om den framtida anskaffnings- kostnaden för biobränsle till den ort kraftverket ska uppföras. Det har noterats att det finns olika uppfattningar om hur bio- bränslepriset kommer att utvecklas på längre sikt, och att vissa farhågor har dryftats att konsekvensen av en kraftig ökad bio- bränsleanvändning kan innebära att biobränslepriset ökar. 
 Situationen är än mer komplex avseende tillgång och förut- sättningar för naturgas. 
 Enligt uppskattningar gjorda av bl. a. Svensk Naturgas bedöms stora mängder naturgas kunna avsättas i östra och mellersta Svealand till framförallt fjärrvärmesystem och större industri. Kraftvärme utgör en övervägande del av denna gaspo- tential. Motsvarande potentialuppskattningar av nya leverans- områden har även gjorts av bland andra Nova Naturgas och Sydkraft Gas. Exempel på potentiella marknader är områden kring Örebro, Linköping, Mälardalen, Stockholmsområdet, Gävle och delar av Bergslagen. Avsiktsförklaringar och inten- tionsavtal har ingåtts i flera av dessa områden, enligt uppgift om storleksordning  
 10–15 
  TWh gas. 
 474 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 Emellertid är de ekonomiska förutsättningar för gasbaserad kraftvärme inte entydigt konkurrenskraftiga, vilket även fram- går av analyserna i föreliggande rapport. Detta skapar osäkerhet i lönsamheten att dra nya gasledningar till nya försörjningsområden. Exempelvis har Svensk Naturgas i tidigare tidplaner indikerat en driftsatt gasledning till östra Svealand omkring 2008, men enligt uppgift (februari 2005) är tidplanen försenad till omkring  
 2010–2012 
  för storskalig tillförsel av gas som är konkurrenskraftig för kraftvärme. 
 Ovan nämnda bränsleaspekter kan sammantaget påverka beslut om investering i kraftvärme, exempelvis avseende tidpunkt, storlek och val av alternativ. 
  
 Elprisutveckling: 
  
 Kraftpriset på den nordiska marknaden sjönk till låga nivåer under de första åren efter att Sverige reformerades 1996. Under perioden efter 1996 togs kraftproduktionskapacitet ur drift, dels av kraftbolag dels av industriföretag. Den kapacitet som togs ur drift bestod bl.a. av produktion med hög rörlig kostnad i relation till de låga prisnivåerna, exempelvis fossileldad kon- densproduktion. Under vintern 2002 och 2003, med kapaci- tetsbrist och höga marknadspriser, återtogs en del produktion ur s k malpåse. 
 Med hänvisning till tidigare nämnda osäkerheter i förutsätt- ningar bör tilläggas att påverkan av elprisvariationer skiljer sig mellan anläggningar med låg rörlig kostnad (vattenkraft och kärnkraft) och högre rörlig kostnad (kraftvärme, kondens- kraft). Lägre elprisnivåer slår dubbelt mot de sistnämnda an- läggningarna, dels i form av minskat kassaflöde då anläggningen körs och dels i form av kortare körtid, eftersom anläggningen endast körs då rörlig kostnad understiger elpriset. Om det dessutom råder osäkerhet om kraftvärmens framtida förutsätt- ningar, kan aktörerna i ett sådant scenario anse det vara rationellt att genomföra andra typer av investeringar istället. 
  
 Tidsaspekten: 
  
 Det tar många år från ett initialt beslut till dess ett kraftvärme- verk är uppfört och driftsatt, exempelvis tid för miljöprövning, förberedelser, upphandling och uppförande. Uppskattade potentialer kan därmed ske senare än förväntat pga förseningar. Vidare kan en utdragen förberedelseprocess riskera leda till att 
 475 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 man ändrar tidigare beslut och avbryter investeringen, varvid kraftvärmeverket uteblir. 
  
 Andra aspekter: 
  
 Vissa av marknadens aktörer anger som förklaring att de stora energibolagen i Sverige – främst Vattenfall, Fortum och Eon – inte önskar ett ökat elutbud i det nordiska elsystemet. Ett isolerat kraftvärmeprojekt kan vara lönsamt i sig, men om det extra elutbud på marknaden som investeringen för med sig medför lägre elpriser kan kraftvärmeinvesteringen ha en negativ inverkan på lönsamheten i energibolagens totala kraftproduktionsportföljer menar vissa aktörer. 
 Det bör noteras att av den uppskattade ekonomiska kraft- värmepotentialen står de stora energibolagen Vattenfall, Fortum och Sydkraft/E.ON för 40 %, medan resterade 60 % återfinns hos energibolag med främst kommunala ägare. 
 Vidare kan investeringar som i förstone förefaller vara eko- nomiskt lönsamma, av investeraren befaras vara olönsam pga. exempelvis miljö och opinionseffekter. Exempelvis möttes en aviserad investering i restoljebaserad kraftproduktion i Good ungsund av kraftiga protester, vilket bidrog till att Vattenfall skrinlade projektet. 
 Sammanfattningsvis kan noteras utifrån den översiktliga diskus- sionen ovan, att ett antal aspekter leder till att verkligt genomförda investeringar i kraftvärme understiger den ekonomiska potential som teoretiskt uppskattats i föreliggande rapport. 
  
 4.3.3 
  
 Jämförelse med andra studier 
  
 Vi har nedan sammanställt resultatet av ett urval av nyligen gjorda bedömningar av kraftvärmepotentialen inom den svenska fjärr- värmeindustrin. 
 Svensk Fjärrvärme publicerade i februari 2004 en rapport Fjärr- värme och kraftvärme i framtiden. I denna redovisas en prognos för kraftvärmens utveckling fram till 2010. Denna uppgår till 11 TWh år 2010. Vidare redovisas teoretiska beräkningar av kraft- värmepotentialen (den tekniska potentialen) för 2010 uppgående till 27 TWh. Om naturgas finns tillgängligt även i Mälardalen anges den tekniska kraftvärmepotentialen uppgå till 41 TWh. 
 476 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 Inom ramarna för Nordledenstudien (Fjärrvärme, kraftvärme och avfallsförbränning i Sverige, Juni 2002) genomfördes uppskatt- ningar av den tekniska potentialen för elproduktionen inom fjärr- värmesektorn. Potentialuppskattningarna har gjorts dels om bio- bränsle har högre prioritet i körordningen än naturgas, dels om naturgas har högre prioritet än biobränsle i körordningen. Poten- tialuppskattningarna anges till  
 17–18 
  TWh respektive 27 TWh. 
 Potentialuppskattningarna i dessa studier skiljer sig således från de uppskattningar som gjorts i denna studie. Inom ramen för vårt uppdrag ingår dock ingen närmare analys vari skillnaderna består. 
  
 Översikt över kraftvärmepotential i Sverige enligt olika bedömningar 
  
 TWh  
 el  
 per år 
  
 Ekonomisk kraftvärmepotential enligt denna rapport  
 2010–2020 
  
 14-17 
  
 Svensk Fjärrvärmes prognos för 2010 (enkät) 
  
 11 
  
 Svensk Fjärrvärmes beräkning teknisk potential 2010 
  
 27 
  
 Svensk Fjärrvärmes beräkning teknisk potential 2010 (med naturgas 
  
 41 
  
 tillgängligt även i Mälardalen) 
  
 Nordleden, beräkning av teknisk potential (företrädesvis biobränsle) 
  
 17-18 
  
 Nordleden, beräkning av teknisk potential (företrädesvis naturgas) 
  
 27 
  
 4.3.4 
  
 TPA 
  
 Tredjepartstillträde (TPA) i fjärrvärmesystemen har diskuterats inom ramarna för Fjärrvärmeutredningen men det har ej varit en del i vårt uppdrag att djupare analysera denna fråga.  
 TPA-frågan 
  är komplex och ett antal olika frågeställningar skulle behöva penetreras för att effekter av TPA på fjärrvärmemarknaden och kraftvärmepotentialen skall kunna bedömas. Nedan ges exempel på sådana frågeställningar. 
 Erfarenheter av avreglering på andra marknader är svåra att överföra till fjärrvärmemarknaden då den består av över 200 lokala delmarknader. 
 Generellt kan sägas att fjärrvärmemarknaden domineras av stora inträdesbarriärer i form av höga initiala investeringar. De aktörer som sannolikt skulle vara intresserade av TPA är därför i första hand spillvärmeleverantörer. 
 Innan man kan besvara vilken effekten som TPA skulle ha på kraftvärmepotentialen bör ett antal frågeställningar besvaras: 
 477 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 Vilka regler skulle gälla för TPA? Hur skulle uppdelningen av ansvar vara mellan producent, nätägare och eventuellt leveran- tör? 
  
 Hur stor del av fjärrvärmemarknaden är relevant? Var finns spillvärme och vilka utbyggnadsmöjligheter av denna finns i nära anslutning till fjärrvärmenät? Vilka kraftvärme- investeringar i industrier kan stå på egna ben och vilka kräver intäkter från försäljning av spillvärme för att genomföras? Hur påverkar sådana investeringar fjärrvärmeföretagens kraft- värmeinvesteringar? 
  
 Vilka möjligheter till konkurrenskraftiga kunderbjudanden skulle en oberoende värmeleverantör ha? Hur hanteras perioder av service och underhåll hos processindustrier? 
  
 Vilka möjligheter till korssubventionering skulle finnas mellan  
  
 icke-konkurrensutsatt 
  samt konkurrensutsatt verksamhet hos befintliga fjärrvärmeföretag och hur påverkar sådana eventuella möjligheter konkurrensen gentemot oberoende värme- leverantörer? 
  
 Hur starkt är spillvärmeleverantörernas intresse att sälja värme till slutkund? Fjärrvärmeförsäljning ligger idag utanför deras kärnverksamhet. Idag köper ett flertal kommuner spillvärme från närliggande industrier till i många fall förmånliga priser. En möjlighet att leverera värme till slutkund skulle kunna användas som argument i förhandling mellan spillvärmeleverantör och fjärrvärmeföretag för att trissa upp priset på spillvärmen. I slut- ändan skulle detta medföra höjda värmepriser för konsu- menterna. 
  
 5 Potential för småskalig kraftvärme 
 För effektbehov som är lägre än de i kapitel 4 studerade minimi- storlekarna på kraftvärmeanläggningarna om 8/20 MW 
 el  
 finns tre marknadssegment. 
  
 Mellanskalig kraftvärme  
  
 1–8/20 
  Mw 
 el 
 . 
  
 Småskalig kraftvärme  
  
 50–1 
  000 kW 
 el 
 . 
  
 Mikrokraftvärme  
  
 0–50 
  kW 
 el 
 . 
 478 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 Internationellt förekommer både småskalig kraftvärme och mikrokraftvärme. Marknadspenetrationen är hög i Nederländerna, Storbritannien och Tyskland. Vid låga effektbehov används gasmotorer medan små gasturbiner används vid högre effektbehov. Det vanligast förekommande bränslet är naturgas. Med biobränsle som resurs är tillgången på kommersiell teknik betydligt mindre. Det finns visserligen utvecklingsprojekt med biobränsle för småskalig kraftvärme, men det kommer sannolikt att dröja innan kommersiella tillämpningar är tillgängliga. 
 Priset på småskalig kraftvärmeteknik är fortfarande mycket hög. I Europa betalas omkring 3  
 000–4 
  000 EUR/kW 
 el  
 för småskaliga anläggningar. 
 I Sverige saknas ännu naturgasbaserad småskalig kraftvärme och mikrokraftvärme. Potential finns i regioner där naturgas finns till- gängligt. I viss utsträckning finns biogasbaserade anläggningar. 
 Inom ramen för detta uppdrag har vi uppskattat teoretiskt till- gängligt värmeunderlag för naturgasbaserad mellanskalig, småskalig kraftvärme samt mikrokraftvärme. Värmeunderlaget för mellan- skalig, småskalig samt mikrokraftvärme har antagits utgöras av allt värmeunderlag som finns sedan kraftvärme i anslutning till fjärr- värme (behov större än 20 respektive 8 MW 
 el 
 ) utnyttjat sin potential. En grundförutsättning vid uppskattning av värme- underlaget för mellanskalig, småskalig samt mikrokraftvärme har varit att naturgas finns tillgängligt. 
  
 5.1 
  
 Metod 
  
 För att uppskatta kraftvärmepotentialen har först det potentiella värmeunderlag, som inte nås av kraftvärme i anslutning till fjärr- värme, uppskattats. Informationskällan har varit den modell som tagits fram för beräkning av kraftvärmepotentialen i anslutning till fjärrvärmesystemen. 
  
 I första steget har de tätorter med tillgång till naturgas valts ut. Både de tätorter som har naturgas idag samt de tätorter som skulle få tillgång till naturgas i det fall en naturgasledning dras till Mälarregionen och Gävle har inkluderats i potentialen. Värmeunderlag utanför tätort ingår ej som underlag till poten- tialen då dessa ej antas komma anslutas till ett distributionsnät för naturgas. 
  
 479 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 I andra steget har värmeunderlaget hänförligt till följande två grupper valts ut: 
  
 – 
  
 Värmeunderlag i de tätorter där fjärrvärme ej finns till- gängligt. 
  
 – 
  
 Värmeunderlag i de tätorter med fjärrvärme där det antingen inte varit lönsamt nog med kraftvärme i anslutning till fjärrvärmesystem eller där det inte funnits ett tillräckligt värmeunderlag för kraftvärmeinvestering. 
  
 5.2 
  
 Beräknad potential 
  
 Det potentiella värmeunderlaget för mellan- och småskalig kraft- värme visas i tabellen nedan. Detta potentiella värmeunderlag är betydligt större än de nuvarande naturgasleveranserna till värme- marknaden utanför fjärrvärmesystemen. Under 2003 uppgick dessa till 1,8 TWh. 
 Potentiellt värmeunderlag för mellan- och småskalig kraftvärme 
  
 TWh (värme) 
  
 2010 
  
 2015 
  
 2020 
  
 Inom befintligt naturgasnät 
  
 6,6 
  
 6,1 
  
 5,4 
  
 Inom framtida naturgasnät 
  
 10,6 
  
 9,7 
  
 8,5 
  
 Hela Sverige 
  
 37,1 
  
 35,3 
  
 33,2 
  
 Värmeunderlaget minskar från 2010 till 2020. Skälet är att fler tät- orter antas nå den undre gränsen för storskalig kraftvärme dvs.. 8 MWel för bio respektive 20 MWel för gas. 
 Det potentiella värmeunderlaget justeras ner då naturgasen antas kunna bli fysiskt nåbar för endast 50 % av marknaden. Därutöver antas 50 % av nåbara naturgasköpare vara intresserade av småskalig kraftvärme. Då återstår endast följande justerade potentiella värme- underlag. 
 Justerat värmeunderlag för mellan- och småskalig kraftvärme 
  
 TWh (värme) 
  
 2010 
  
 2015 
  
 2020 
  
 Inom befintligt naturgasnät 
  
 1,6 
  
 1,5 
  
 1,4 
  
 Inom framtida naturgasnät 
  
 2,7 
  
 2,4 
  
 2,1 
  
 480 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 På det justerade värmeunderlaget för mellan- och småskalig kraftvärme har sedan applicerats ett antaget elutbyte som är tillämpligt för småskaliga kraftvärmeanläggningar. Detta approxi- meras till 0,4. Då erhålls en potentiell elproduktion enligt nedan. 
 Potentiell elproduktion 
  
 TWh (el) 
  
 2010 
  
 2015 
  
 2020 
  
 Inom befintligt naturgasnät 
  
 0,7 
  
 0,6 
  
 0,5 
  
 Inom framtida naturgasnät 
  
 1,1 
  
 1,0 
  
 0,8 
  
 Våra beräkningar visar att den potentiella elproduktionen för mellan och småskalig uppgår till  
 0,5–drygt 
  1 TWh 
 el 
 . Även om samtliga nåbara naturgasköpare skulle vara intresserade är potentialen mindre än 2 TWh 
 el 
 . 
  
 5.3 
  
 Hinder för brukarägd mikrokraftvärme med fossila bränslen 
  
 Enligt gällande energiskattelag är el som producerats i kraftverk mindre än 100 kW inte skattepliktig med avseende på elskatt om producenten inte yrkesmässigt levererar elektrisk kraft, (Skatte- verket 2004 och SFS 1994:1776). Detta betyder att skatteavdrag inte får göras för det bränsle som används vid produktionen, men att man är befriad från elskatt. 
 Om el produceras i ett mikrokraftvärmeverk av brukaren (som inte levererar elektrisk kraft) innebär detta att använt bränsle måste beskattas fullt ut och energiskatt eller koldioxidskatt får erläggas. Däremot behöver brukaren inte betala elskatt. Om naturgas används erläggs ungefär 26 öre/kW för såväl el som värme i energi- och koldioxidskatt. 
 Om el istället produceras i ett mikrokraftvärmeverk av ett energiföretag (som levererar elektrisk kraft) gäller normala av- dragsregler och avdrag får göras för beskattade bränslen som används i elproduktion och värmeproduktion. Men i gengäld måste brukaren betala elskatt för använd el, 24,1 öre/kWh (något lägre i norra Sverige). Värmeproduktionen belastas med koldioxidskatt på knappt 5 öre/kWh. Så ett mikrokraftvärmeverk blir billigare i drift om ett energiföretag äger mikrokraftvärmeverket med dagens energiskatteregler. 
 481 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 Enligt praxis idag blir dock en brukare leverantör när ett avtal om elleverans träffas. Detta betyder att i praktiken kan alla ägare av mikrokraftvärmeverk få samma beskattning som gäller för energi- företag. 
 6 Kraftvärmepotential inom industrin 
 Kraftvärmeproduktionen inom industrin i Sverige uppgick 2003 till 5,2 TWh 
 11 
 . 5,1 TWh producerades av pappers- och massaindustrin. Resterande del producerades av kemisk- och petrokemisk industri. 
 Vi har inte på motsvarande sätt som för fjärrvärmesystemen haft möjlighet att genomföra en detaljerad analys av kraftvärme- potentialen inom industrin baserat på exempelvis data avseende de specifika anläggningarna. Vi har dock enligt uppdrag grovt upp- skattat kraftvärmepotentialen i industrin genom en internationell jämförelse. 
 Samtliga jämförelser som görs med utgångspunkt i industrins bränsleanvändning (häri ingår alltså ej industrins elanvändning). Den potential som uppskattas ställer inte i anspråk någon del av det värmeunderlag som uppskattats i samband med kraftvärme- potentialen i anslutning till fjärrvärmesystemen. Någon överlapp- ning mellan potentialen inom industrin samt potentialen inom fjärrvärmesystem finns därför ej. 
  
 6.1.1 
  
 Internationell jämförelse 
  
 En jämförelse mellan Sverige och  
 EU-15 
  visar att Sverige har en industri som producerar lite egen el i förhållande till sin bränslean- vändning. Nedan visas elproduktionen via industriell kraftvärme som andel av använt bränsle för olika branscher, dels för EU15 1998 dels för Sverige 2001. 
  
 11  
 SCB Årlig energistatistik (el, gas och fjärrvärme), 2003. 
 482 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 Figur 37 Elproduktion i industriell kraftvärme som andel av använt bränsle för EU15 under 1998 och Sverige 2001. Källor: Eurostat, Combined heat and power production in the EU  
 1994–1998 
  och IEA, Energy balances of OECD countries  
 1960–2001, 
  Paris 2003 
 Elproduktion i industriell kraftvärme som andel av använt bränsle för dels EU15 dels Sverige 
  
 18% 
  
 EU15 1998 
  
 16% 
  
 Sverige 2001/2003 
  
 14% 
  
 12% 
  
 10% 
  
 8% 
  
 6% 
  
 4% 
  
 2% 
  
 0% 
  
 Iron and Steel Chemical and 
  
 Non-Ferrous 
  
 Non-Metallic 
  
 Machinery 
  
 Food and 
  
 Paper, Pulp 
  
 Textile and 
  
 Petrochemical 
  
 Metals 
  
 Minerals 
  
 Tobacco 
  
 and Printing 
  
 Leather 
  
 Av figuren ovan framgår att Sverige har en betydligt lägre andel kraftvärme relativt bränsletillförseln än EU15. 
 De mest energiintensiva branscherna i Sverige dvs.. pappers- och massaindustrin respektive kemisk- och petrokemisk industri, har en betydligt lägre kraftvärmeproduktion än samma branscher i andra länder. 
 Kraftvärmepotential i Sverige baserat på jämförelse med EU 
 I diagrammet nedan visas kraftvärmeproduktionen i Sverige, dels för utfall 2003 dels för  
 EU-snittet 
  applicerat på den svenska bränsleanvändningen inom respektive sektor. 
 Kraftvärmeproduktionen inom svensk industri uppgick 2003 till 5,2 TWh. Om Sverige hade en lika stor andel kraftvärme- produktion som  
 EU-snittet 
  skulle kraftvärmeproduktionen kunna uppgå till drygt 9 TWh. Den allra största delen av potentialen finns inom pappers- och massaindustrin enligt figuren. Resterande del finns inom kemisk- och petrokemisk industri. 
 483 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 Figur 38 Elproduktion i Sverige med industriell kraftvärme för  
 EU-snitt 
  1998 samt utfall 2003 
 Elproduktion i Sverige med industriell kraftvärme 
 för dels  
 EU-snittet 
  applicerat på Sverige och för Sveriges utfall 2003 
  
 TWh 
  
 EU-snitt 
  för Sverige 
  
 Sverige 2003 
  
 10,0 
  
 8,0 
  
 6,0 
  
 4,0 
  
 2,0 
  
 0,0 
  
 Iron and Steel 
  
 Chemical and 
  
 Non-Ferrous 
  
 Non-Metallic 
  
 Machinery 
  
 Food and 
  
 Paper, Pulp 
  
 Textile and 
  
 Total 
  
 Petrochemical 
  
 Metals 
  
 Minerals 
  
 Tobacco 
  
 and Printing 
  
 Leather 
  
 Källa: Eurostat, Combined heat and power production in the EU  
 1994–1998 
  och IEA, Energy balances of OECD countries  
 1960–2001, 
  Paris 2003 
 . 
  
 Kraftvärmepotential inom svensk pappers- och massaindustri baserat på jämförelse med  
 OECD-länder 
  
 Nedan visas potentiell elproduktion från industriell kraftvärme för Sveriges pappers- och massaindustri givet andra länders andel kraftvärme relativt bränsletillförsel. Ur denna framgår att om det finns en stor potential att öka den svenska elproduktionen inom pappers- och massaindustrin från nuvarande nivåer på drygt 5 TWh till omkring  
 10–15 
  TWh. 
 484 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 Figur 39 Olika  
 OECD-länders 
  pappers- och massaindustris andel kraftvärme relativt bränsleanvändning applicerat på svensk pappers- och massa- industris bränsleanvändning (Andel kraftvärme/bränsletillförsel:1998, bränsleanvändning Sverige: 2001) 
 Olika  
 OECD-länders 
  andel kraftvärme relativt bränsleanvändning applicerat på svensk massa- och pappersindustris bränsleanvändning 
  
 18 
  
 16 
  
 14 
  
 12 
  
 TWh 
  
 10 
  
 8 
  
 6 
  
 4 
  
 2 
  
 0 
  
 n 
  
 jecken 
  
 n 
  
 gal 
  
 n 
  
 iet 
  
 A 
  
 lie 
  
 e 
  
 Nixon 
  
 US 
  
 ol 
  
 k 
  
 u 
  
 r 
  
 ra 
  
 Ita 
  
 P 
  
 ort 
  
 u 
  
 Aust 
  
 T 
  
 S 
  
 T 
  
 P 
  
 Källa: IEA Electricity Information 2000. 
  
 6.1.2 
  
 Jämförelse med genomförda studier 
  
 Vi har nedan sammanställt resultatet av ett urval av nyligen gjorda bedömningar av kraftvärmepotentialen inom den svenska industrin. 
 Svenska Bioenergiföreningen, SVEBIO, publicerade i november 2004 en enkätundersökning som utförts med syfte att få en upp- fattning om elcertifikatsystemets effekter på elproduktion från biobränslen. Målgruppen för undersökningen har varit skogs- industrin. 31 av 33 certifikatberättigade biokraftanläggningar inom skogsindustrin har svarat på SVEBIOs frågor. Slutsatserna från enkätundersökningen är att skogsindustrins aktörer förväntar sig en 60  
 %-ig 
  ökning av biokraftproduktionen; från 2003 års nivå på drygt 4 TWh till 6,3 TWh år 2010. En annan viktig kommentar från skogsindustrin är att man efterlyser ett långsiktigare elcertifikat- system som sträcker sig efter 2010. Detta skulle medge mer lång- siktiga underlag som investeringsbeslut kan grundas på. 
 En del av de intervjuade bolagen i SVEBIOs undersökning har börjat intressera sig för svartlutsförgasning. Detta är en teknik som medger högre elutbyten inom pappers- och massaindustrin. De 
 485 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 intervjuade bolagen anger dock att det dröjer åtminstone 10 år innan denna teknik är mogen att användas kommersiellt. 
 Energimyndigheten redovisade i Elcertifikatöversyn, etapp 2 en prognos över en rimlig potential fram till 2015 som uppgår till 7 TWh. I samma dokument redovisas även en teknisk potential upp- gående till  
 11–12,7 
  (Möllersten 2003). 
 Nedan visas en sammanfattande översikt över kraftvärmepoten- tialen i Sverige enligt olika bedömningar. Som referensnivå anges utfall 2003. 
  
 Översikt över kraftvärmepotential i svensk industri enligt olika bedömningar 
  
 TWh el per år 
  
 Utfall 2003 
  
 5,2 
  
 Snitt för EU15 under 1998 applicerat på Sverige 
  
 9,1 
  
 Snitt för olika framstående  
 OECD-länder 
  1998 (endast pappers- och 
  
 10-15 
  
 massaindustrin) 
  
 SVEBIO enkät, prognos för 2010 (endast skogsindustrin, biokraftvärme) 
  
 6,3 
  
 Energimyndigheten (år 2015), rimlig potential (Elcertifikatöversyn, bil. 6) 
  
 7 
  
 Möllersten 2003 (teknisk potential industriellt mottryck) 
  
 11-12,7 
  
 I samband med diskussioner med industrins aktörer framkommer det att det finns ett stort intresse för en utbyggnad av den industriella kraftvärmen. De främsta skälen anges vara dels att investeringarna med dagens elpriser är lönsamma i sig, dels att ett ökat utbud av el på den nordiska elmarknaden medför en ökad möjlighet att förhindra att elpriserna stiger på sikt. 
 486 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 Appendix 1 – Känslighetsanalys avseende kraftvärmepotentialen i anslutning till fjärrvärme 
 I detta appendix visas resultaten av olika känslighetsanalyser som gjorts med avseende på kraftvärmepotentialen i anslutning till fjärr- värme (som beskrivits i kapitel 4 i rapporten). I känslighetsanalysen har resultatets känslighet med avseende på förändringar i de variabla parametrarna analyserats. 
 Känslighetsanalysen har gjorts med avseende på referens- scenariot 2015. Resultatet åskådliggörs i figuren och kommenteras kort nedan. 
  
 Figur 
  
 Känslighetsanalys avseende kraftvärmepotentialen i referensscenariot 
  
 2015 
  
 Känslighetsanalys avseende kraftvärmepotentialen i 
 referensscenario, TWh 
 Avkastningskrav 
 Elpris 
 Certifikatpris 
 Pris biobränsle 
 Pris fossilt bränsle 
 Snitförbrukning/inv. 
 Pris utsläppsrätt 
 Investeringskostnad/kW 
  
 -1 
  
 -0,8 
  
 -0,6 
  
 -0,4 
  
 -0,2 
  
 0 
  
 0,2 
  
 0,4 
  
 0,6 
  
 0,8 
  
 1 
  
 På basis av den gjorda känslighetsanalysen konstateras att den i modellen beräknade kraftvärmepotentialen inte är känslig för enskilda isolerade förändringar i de variabla parametrarna. Observera dock att kraftvärmepotentialen påverkas starkt i de fall där flera av de variabla parametrarna antar ogynnsamma eller gynn- samma värden samtidigt. Detta illustreras i de tidigare redovisade  
 S-kurvorna. 
  
 Nedan kommenteras effekterna av förändringar i de variabla parametrarna var och en för sig. 
 487 
  
 Bilaga 4 
  
 SOU 2005:33 
  
 Avkastningskrav 
 Avkastningskravet har varierats mellan 7,5 och 10,3 % (motsvarar en minskad respektive ökad riskfri realränta med  
 –0,65 
  % respektive +1,7 % jämfört med referensscenariot). Avkastnings- kravet påverkar endast i viss utsträckning potentialen för ny kraft- värme. Anledningen är att endast ett fåtal anläggningar ligger i gränszonen till att vara lönsamma. Om effektbehovet för ett system överstiger minimistorleken så är det också i de flesta fall lönsamt att göra investeringen. 
 Elpris 
 Elpriset har varierats mellan 200 och 300 kr/MWh. Elpriset påverkar naturligtvis lönsamheten i att bygga ny kraftvärme. De flesta bioinvesteringar står och faller dock inte med ett elpris på 200 kr/MWh, då en betydande del av intäkterna kommer från el- certifikat. 
 Certifikatpris 
 Certifikatpriset har varierats mellan 150 och 250 kr/MWh. Certifikatpriset påverkar självklart lönsamheten i att bygga ny biokraftvärme. Förändringar inom intervallet är dock inte avgörande för potentialen. Däremot, om certifikatsystemet slopas, sker stora potentialförändringar vilket beskrivits tidigare. 
 Pris på biobränsle 
 Priset på biobränsle har varierats mellan 135 och 165 kr/MWh. Priset på biobränsle påverkar endast marginellt potentialen för ny kraftvärme. Slutsatsen är att med givna förutsättningar och antaganden, så genomförs investering i biokraftvärme i majoriteten av fallen om ett tillräckligt värmeunderlag finns. 
 Variationer i biopriset medför ej någon markant påverkan på potentialen inom gaskombi. 
 488 
  
 SOU 2005:33 
  
 Bilaga 4 
  
 Pris på fossilt bränsle 
 Priset på fossilt bränsle (kol, naturgas och olja) har varierats mellan låg och hög nivå. Priset på fossilt bränsle påverkar i viss mån potentialen för ny kraftvärme. 
 Slutsatsen är att med givna förutsättningar och antaganden, så genomförs investering i biokraftvärme i majoriteten av fallen om ett tillräckligt värmeunderlag finns. Priset på fossilt bränsle är i sig inte avgörande. 
 Värmeförbrukning per invånare 
 Genomsnittlig värmeförbrukning per tätortsinvånare har varierats mellan 8,5 och 9,5 MWh/invånare och år. 
 Potentialen är känslig för förändringar i detta antagande. 
 Investeringskostnad per kW 
 Investeringskostnad per kW har varierats mellan högt och lågt värde, både för gaskombiinvestering samt för biokraftvärme- investering. 
 Potentialen är känslig för förändringar i detta antagande. 
 489 
  
 L 52/50 
  
 SV 
  
 Europeiska unionens officiella tidning 
  
 21.2.2004 
  
 EUROPAPARLAMENTETS OCH RÅDETS DIREKTIV 2004/8/EG 
 av den 11 februari 2004 
 om främjande av kraftvärme på grundval av efterfrågan på nyttiggjord värme på den inre mark- naden för energi och om ändring av direktiv 92/42/EEG 
 EUROPAPARLAMENTET OCH EUROPEISKA UNIONENS RÅD HAR ANTAGIT DETTA DIREKTIV 
 med beaktande av Fördraget om upprättandet av Europeiska gemenskapen, särskilt artikel 175.1 i detta, 
 med beaktande av kommissionens förslag ( 
 1 
 ), 
 med beaktande av Europeiska ekonomiska och sociala kommit- téns yttrande ( 
 2 
 ), 
 med beaktande av Regionkommitténs yttrande ( 
 3 
 ), 
 i enlighet med förfarandet i artikel 251 i fördraget ( 
 4 
 ), och 
 av följande skäl: 
  
 (1) 
  
 Möjligheterna att använda kraftvärme för att spara energi är inte tillräckligt utnyttjade i gemenskapen för närva- rande. Främjande av högeffektiv kraftvärme på grundval av efterfrågan på nyttiggjord värme är en prioritering för gemenskapen eftersom nyttan med kraftvärme kan bli avsevärd med tanke på besparingar av primärenergi, undvikande av överföringsförluster och minskning av utsläpp, framför allt av växthusgaser. Dessutom kan en effektiv energianvändning genom kraftvärme bidra på ett positivt sätt till försörjningstryggheten och till Europe- iska unionens och medlemsstaternas konkurrenssitua- tion. Därför är det nödvändigt att vidta åtgärder för att se till att möjligheterna utnyttjas bättre inom ramen för den inre marknaden för energi. 
  
 (2) 
  
 I Europaparlamentets och rådets direktiv 2003/54/EG ( 
  
 5 
 ) fastställs gemensamma regler för produktion, överföring, distribution och leverans av el inom den inre marknaden för el. I detta sammanhang bidrar utvecklingen av kraft- värme till att öka konkurrensen, även med hänsyn till nya marknadsaktörer. 
  
 (3) 
  
 I grönboken Mot en europeisk strategi för tryggad ener- giförsörjning konstateras det att Europeiska unionen är kraftigt beroende av sina externa försörjningskällor, som 
  
 ( 
 1 
 ) EGT C 291 E, 26.11.2002, s. 182. ( 
 2 
 ) EUT C 95, 23.4.2003, s. 12. 
 ( 
 3 
 ) EUT C 244, 10.10.2003, s. 1. 
 ( 
 4 
 ) Europaparlamentets yttrande av den 13 maj 2003 (ännu ej offentlig- gjort i EUT), rådets gemensamma ståndpunkt av den 8 september 2003 (ännu ej offentliggjord i EUT) och Europaparlamentets stånd- punkt av den 18 december 2003 (ännu ej offentliggjort i EUT). 
 ( 
 5 
 ) EUT L 176, 15.7.2003, s. 37. 
 idag tillgodoser 50 procent av dess behov – en siffra som kommer att stiga till närmare 70 procent år 2030 om de nuvarande tendenserna håller i sig. Importbe- roende och ökande importandelar ökar risken för försörjningsavbrott eller försörjningssvårigheter. Försörjningstryggheten bör inte enbart ses som en fråga om att minska importberoendet och öka den inhemska produktionen. För en trygg försörjning krävs en lång rad politiska initiativ för att, bland annat, skapa en diversi- fiering av källor och teknik samt förbättra de internatio- nella relationerna. I grönboken betonades vidare att en trygg energiförsörjning är avgörande för en hållbar utveckling i framtiden. I grönboken framgår avslut- ningsvis att nya åtgärder för att minska efterfrågan på energi är avgörande, både för att minska importbe- roendet och för att begränsa utsläppen av växthusgaser. Europaparlamentet efterlyste i sin resolution av den 15 november 2001 om grönboken ( 
 6 
 ) incitament för att uppmuntra en övergång till effektiva anläggningar för energiproduktion, inbegripet kraftvärme. 
  
 (4) 
  
 I kommissionens meddelande Hållbar utveckling i Europa för en bättre värld: En strategi för hållbar utveck- ling i Europeiska unionen, som presenterades vid Euro- peiska rådets möte i Göteborg den 15 och 16 juni 2001, pekades klimatförändringarna ut som ett av de största hindren för hållbar utveckling. I meddelandet betonades också behovet av att öka användningen av ren energi och att vidta tydliga åtgärder för att minska efterfrågan på energi. 
  
 (5) 
  
 En ökad användning av kraftvärme som inriktas på primärenergibesparingar kunde vara en viktig del i det åtgärdspaket som behövs för att Kyotoprotokollet till Förenta nationernas ramkonvention om klimatföränd- ringar skall kunna efterlevas, och även i andra strategiska paket för att uppnå ytterligare åtaganden. I meddelandet om genomförandet av första delen av det europeiska klimatförändringsprogrammet pekade kommissionen på främjandet av kraftvärme som en av de åtgärder som behövs för att minska utsläppen av växthusgaser från energisektorn. Kommissionen tillkännagav även att man hade för avsikt att lägga fram ett förslag till direktiv om främjande av kraftvärme under 2002. 
  
 (6) 
  
 Europaparlamentet välkomnar i sin resolution av den 25 september 2002 om kommissionens meddelande om genomförandet av första delen av det europeiska klimatförändringsprogrammet ( 
  
 7 
 ) idén om att lägga fram ett förslag till ökade gemenskapsåtgärder för att främja användningen av kraftvärme, och kräver att ett direktiv om främjande av kraftvärme antas snarast. 
 ( 
 6 
 ) EGT C 140 E, 13.6.2002, s. 543. ( 
 7 
 ) EUT C 273 E, 14.11.2003, s. 172. 
  
 21.2.2004 
  
 SV 
  
 Europeiska unionens officiella tidning 
  
 L 52/51 
  
 (7) 
  
 Vikten av kraftvärme erkändes också i rådets resolution av den 18 december 1997 ( 
  
 1 
 ) och i Europaparlamentets resolution av den 15 maj 1998 om en gemenskapsstra- tegi för att främja kraftvärme ( 
 2 
 ). 
  
 (8) 
  
 I slutsatserna av den 30 maj 2000 och den 5 december 2000 godkände rådet kommissionens handlingsplan för ökad energieffektivitet och pekade på främjandet av kraftvärme som ett av de prioriterade områdena på kort sikt. I sitt betänkande av den 14 mars 2001 om hand- lingsplanen för ökad energieffektivitet ( 
  
 3 
 ) uppmanade Europaparlamentet kommissionen att framlägga förslag om gemensamma bestämmelser om främjande av kraft- värmeteknik i den utsträckning det ur ekologisk synvinkel är förnuftigt. 
  
 (9) 
  
 Rådets direktiv 96/61/EG av den 24 september 1996 om samordnade åtgärder för att förebygga och begränsa föroreningar ( 
  
 4 
 ), Europaparlamentets och rådets direktiv 2001/80/EG av den 23 oktober 2001 om begränsning av utsläpp till luften av vissa föroreningar från stora förbränningsanläggningar ( 
 5 
 ) och Europaparlamentets och rådets direktiv 2000/76/EG av den 4 december 2000 om förbränning av avfall ( 
 6 
 ) understryker alla behovet att utvärdera möjligheterna till kraftvärme i nya anläggningar. 
  
 (10) 
  
 Enligt Europaparlamentets och rådets direktiv 2002/91/ EG av den 16 december 2002 om byggnaders energi- prestanda ( 
  
 7 
 ) skall medlemsstaterna se till att det i fråga om nya byggnader med en total användbar golvyta på över 1 000 m 
 2  
 sker en bedömning av om alternativa system, exempelvis kombinerad värme- och elproduk- tion, är tekniskt, miljömässigt och ekonomiskt genom- förbara, och detta skall beaktas innan byggandet inleds. 
  
 (11) 
  
 Högeffektiv kraftvärme kännetecknas enligt detta direktiv av de energibesparingar som uppnås genom kombinerad istället för separat produktion av värme och el. För att kraftvärmeproduktionen skall kunna betecknas som högeffektiv bör energibesparingarna vara mer än 10 %. För att energibesparingarna skall bli så stora som möjligt och för att undvika att de går förlorade bör största möjliga uppmärksamhet riktas mot driftsvillkoren för kraftvärmepannor. 
  
 (12) 
  
 Vid utvärdering av primärenergibesparingarna är det viktigt att beakta situationen för de medlemsstater där den mesta elförbrukningen täcks genom import. 
  
 ( 
 1 
 ) EGT C 4, 8.1.1998, s. 1. 
 ( 
 2 
 ) EGT C 167, 1.6.1998, s. 308. ( 
 3 
 ) EGT C 343, 5.12.2001, s. 190. ( 
 4 
 ) EGT C 257, 10.10.1996, s. 26. ( 
 5 
 ) EGT L 309, 27.11.2001, s. 1. ( 
 6 
 ) EGT L 332, 28.12.2000, s. 91. ( 
 7 
 ) EGT L 1, 4.1.2003, s. 65. 
  
 (13) 
  
 Med hänsyn till insyn och öppenhet är det viktigt att en harmoniserad grunddefinition av kraftvärme antas. När det gäller kraftvärmeanläggningar som är utrustade för separat el- och värmeproduktion, bör sådan produktion inte anses som kraftvärme vid utfärdande av ursprungs- garanti och för statistiska ändamål. 
  
 (14) 
  
 För att se till att stödet till kraftvärmeproduktion inom ramen för detta direktiv grundas på efterfrågan på nyttiggjord värme och primärenergibesparingar är det nödvändigt att införa kriterier så att energieffektiviteten i den typ av kraftvärmeproduktion som faller under grunddefinitionen skall kunna fastställas och bedömas. 
  
 (15) 
  
 Det allmänna syftet med detta direktiv bör vara att fastställa en harmoniserad metod för beräkning av kraft- värmeproducerad el och nödvändiga riktlinjer för dess genomförande, med beaktande av metoder som för närvarande utarbetas av de europeiska standardiser- ingsorganisationerna. Beräkningsmetoden bör gå att anpassa beroende på den tekniska utvecklingen. Tillämp- ningen av beräkningarna i bilagorna II och III på mikro- kraftvärmepannor kan i enlighet med proportionalitets- principen baseras på värden från ett typgodkännandeför- farande som godkänts av ett behörigt oberoende organ. 
  
 (16) 
  
 De definitioner av kraftvärme och högeffektiv kraftvärme som används i detta direktiv påverkar inte användningen av de definitioner i nationell lagstiftning som används för andra syften än de som fastställs i detta direktiv. Det är lämpligt att dessutom använda relevanta definitioner i 2003/54/EG och i Europaparlamentets och rådets direktiv 2001/77/EG av den 27 september 2001 om främjande av el producerad från förnybara energikällor på den inre marknaden för el ( 
  
 8 
 ). 
  
 (17) 
  
 Mätningen av produktionen av nyttiggjord värme vid kraftvärmeverkets produktionsställe understryker behovet av att säkerställa att fördelarna med den nyttig- gjorda värmen från kraftvärme inte går förlorade i höga värmeförluster från distributionsnäten. 
  
 (18) 
  
 El-värmeförhållandet 
  
  är en teknisk uppgift som måste definieras för beräkningen av mängden kraftvärmeprodu- cerad el. 
  
 (19) 
  
 I detta direktiv kan definitionen av kraftvärmepanna också omfatta utrustning i vilken endast elenergi eller endast värmeenergi kan framställas, t.ex. reserveldning och efterbränningsenheter. Produktionen från sådan utrustning bör inte anses som kraftvärme vid utfärdande av ursprungsgaranti och för statistiska ändamål. 
  
 ( 
 8 
 ) EGT L 283, 27.10.2001, s. 33. 
  
 L 52/52 
  
 SV 
  
 Europeiska unionens officiella tidning 
  
 21.2.2004 
  
 (20) 
  
 Definitionen av småskalig kraftvärme omfattar bland annat mycket småskalig kraftvärme och decentraliserade kraftvärmepannor, t.ex. kraftvärmepannor som till- godoser behoven i isolerade områden eller begränsade privata, kommersiella eller industriella behov. 
  
 (21) 
  
 För att öka insyn och öppenhet i samband med konsu- menternas val mellan kraftvärmeproducerad el och el som producerats med annan teknik är det nödvändigt att se till att ursprunget i högeffektiv kraftvärme kan garan- teras på grundval av harmoniserade referensvärden för effektivitet. Ursprungsgarantiordningar innebär inte i sig själva en rätt att utnyttja nationella stödmekanismer. 
  
 (22) 
  
 Det är viktigt att alla former av el som produceras från högeffektiv kraftvärme kan omfattas av ursprungsgaran- tier. Det är viktigt att göra en klar skillnad mellan ursprungsgarantier och överlåtbara certifikat. 
  
 (23) 
  
 För att kraftvärmetekniken skall få ökad genomslagskraft på marknaden på medellång sikt är det lämpligt att kräva att medlemsstaterna antar och publicerar en rapport där den nationella kraftvärmepotentialen analyseras; en separat analys av de hinder som finns för kraftvärme och av de åtgärder som vidtagits för att se till att certifi- eringssystemet är tillförlitligt bör också ingå. 
  
 (24) 
  
 Offentligt stöd bör vara förenligt med bestämmelserna i gemenskapens riktlinjer för statligt stöd till skydd för miljön ( 
  
 1 
 ), inbegripet när det gäller  
 icke-kumulation 
  av stöd. Enligt dessa riktlinjer kan för närvarande vissa typer av offentligt stöd tillåtas om det kan påvisas att stödåtgärderna gynnar miljön därför att verkningsgraden är ovanligt hög, därför att energiåtgången kan minska eller därför att tillverkningsprocessen påverkar miljön mindre. Sådant stöd kommer i vissa fall att vara nödvändigt för att kraftvärmepotentialen skall kunna utnyttjas ytterligare, i synnerhet med tanke på behovet av att internalisera de externa kostnaderna. 
  
 (25) 
  
 System för offentligt stöd för främjande av kraftvärme bör i huvudsak vara inriktade på stöd till kraftvärme på grundval av ekonomiskt motiverad efterfrågan på värme och kylning. 
  
 (26) 
  
 Medlemsstaterna har olika stödmekanismer för kraft- värme på nationell nivå, t.ex. investeringsstöd, skattebe- frielse eller skattereduktion, gröna certifikat och system med direkt prisstöd. Ett viktigt medel att uppnå detta direktivs mål är att garantera att dessa mekanismer fungerar väl till dess att ett harmoniserat rättsligt ramverk på gemenskapsnivå blir operativt, för att bibe- hålla investerarnas förtroende. Kommissionen har för 
  
 ( 
 1 
 ) EGT C 37, 3.2.2001, s. 3. 
 avsikt att övervaka situationen och rapportera om de erfarenheter som gjorts vid tillämpningen av nationella stödsystem. 
  
 (27) 
  
 För överföring och distribution av el som produceras från högeffektiv kraftvärme bör bestämmelserna i artikel 7.1, 7.2 och 7.5 i direktiv 2001/77/EG samt relevanta bestämmelser i direktiv 2003/54/EG tillämpas. Fram till dess att kraftvärmeproducenten är en berättigad kund enligt nationell lagstiftning och enligt artikel 21.1 i direktiv 2003/54/EG bör avgifterna för köp av ytterligare el, som kraftvärmeproducenterna ibland behöver, fastställas enligt objektiva, klara och tydliga samt icke- diskriminerande kriterier. Tillgången till nätet för el producerad från högeffektiv kraftvärme får särskilt underlättas för småskaliga kraftvärmepannor och mikro- kraftvärmepannor, under förutsättning att kommissionen underrättas. 
  
 (28) 
  
 Kraftvärmepannor på upp till 400 kW som omfattas av definitionerna i rådets direktiv 92/42/EEG av den 21 maj 1992 om effektivitetskrav för nya värmepannor som eldas med flytande eller gasformigt bränsle ( 
  
 2 
 ) uppfyller troligen i allmänhet inte det direktivets minimikrav på effektivitet och bör därför inte omfattas av det. 
  
 (29) 
  
 Kraftvärmesektorns särskilda struktur, med många små och medelstora producenter, bör beaktas, särskilt när de administrativa förfarandena för tillstånd till uppbyggnad av kraftvärmekapacitet ses över. 
  
 (30) 
  
 Syftet med detta direktiv är att skapa en ram för främjande av kraftvärme och det är därför viktigt att betona behovet av stabila ekonomiska och administrativa förutsättningar för investeringar i nya kraftvärmeanlägg- ningar. Medlemsstaterna bör uppmuntras att tillgodose det behovet genom att utforma stödsystem med en varaktighet på minst fyra år, och genom att undvika att ofta ändra de administrativa förfarandena osv. Medlems- staterna bör vidare uppmanas att se till att systemen för offentligt stöd uppfyller principen om ett gradvist upphörande. 
  
 (31) 
  
 Kraftvärmens totala effektivitet och hållbarhet beror på många faktorer, till exempel teknik, bränsletyper, last- kurvor, pannstorlek och temperaturnivå på nyttiggjord värme. Av praktiska skäl och på grund av att värmen måste hålla olika temperatur beroende på hur den skall användas, vilket tillsammans med andra skillnader påverkar kraftvärmeeffektiviteten, kan kraftvärmen indelas i t.ex. följande klasser: industriell kraftvärme, kraftvärme för fjärrvärme och kraftvärme för jordbruks- sektorn. 
  
 ( 
 2 
 ) EGT L 167, 22.6.1992, s. 17. Direktivet senast ändrat genom direktiv 93/68/EEG (EGT L 220, 30.8.1993, s. 1). 
  
 21.2.2004 
  
 SV 
  
 Europeiska unionens officiella tidning 
  
 L 52/53 
  
 (32) 
  
 I enlighet med subsidiaritets- och proportionalitetsprinci- perna i artikel 5 i fördraget bör allmänna principer om en ram för främjande av kraftvärme på den inre mark- naden för energi fastställas på gemenskapsnivå, men detaljerna kring genomförandet bör utformas av medlemsstaterna så att varje medlemsstat kan välja det system som är lämpligast. Detta direktiv begränsar sig till de minimiåtgärder som krävs för att uppnå dessa mål och går inte utöver vad som är nödvändigt för detta syfte. 
  
 (33) 
  
 De åtgärder som är nödvändiga för att genomföra detta direktiv bör antas i enlighet med rådets beslut 1999/ 468/EEG av den 28 juni 1999 om de förfaranden som skall tillämpas vid utövandet av kommissionens genom- förandebefogenheter ( 
  
 1 
 ). 
 HÄRIGENOM FÖRESKRIVS FÖLJANDE. 
 Artikel 1 
 Syfte 
 Syftet med detta direktiv är att öka energieffektiviteten och förbättra försörjningstryggheten genom att skapa en ram för främjande och utveckling av högeffektiv kraftvärme på grundval av efterfrågan på nyttiggjord värme och primärenergi- besparingar på den inre marknaden för energi med hänsyn till särskilda nationella omständigheter, i synnerhet klimatförhål- landen och ekonomiska villkor. 
 Artikel 2 
 Räckvidd 
 Detta direktiv skall tillämpas på framställning av kraftvärme enligt definitionen i artikel 3 och kraftvärmeteknik som förtecknas i bilaga I. 
 Artikel 3 
 Definitioner 
 I detta direktiv avses med 
  
 a) 
  
 kraftvärme: samtidig framställning i en och samma process av värmeenergi och elenergi och/eller mekanisk energi, 
  
 b) 
  
 nyttiggjord värme: värme som framställs genom en kraft- värmeprocess för att tillgodose en ekonomiskt motiverad efterfrågan på värme eller kyla. 
  
 c) 
  
 ekonomiskt motiverad efterfrågan: efterfrågan som inte överstiger behovet av värme eller kyla och som annars skulle tillgodoses på marknadsvillkor genom andra energi- framställningsprocesser än kraftvärme, 
  
 d) 
  
 kraftvärmeproducerad el: el som framställts i en process i samband med produktionen av nyttiggjord värme och som beräknas i enlighet med de metoder som anges i bilaga II, 
  
 ( 
 1 
 ) EGT L 184, 17.7.1999, s. 23. 
  
 e) 
  
 reservkraft: den el som levereras via elnätet när kraftvärme- processen avbryts, inklusive perioder för underhåll, eller är ur funktion, 
  
 f) 
  
 spetskraft: den el som levereras via elnätet, när efterfrågan på el är större än den mängd el som genereras vid kraft- värmeproduktionen, 
  
 g) 
  
 total effektivitet: den årliga summan av produktionen av el och mekanisk energi och nyttiggjord värme dividerat med den bränslemängd som använts för den värme som produ- cerats med en kraftvärmeprocess och den totala produk- tionen av el och mekanisk energi, 
  
 h) 
  
 effektivitet: effektiviteten beräknad på grundval av bränslenas effektiva värmevärden (benämns även lägre värmevärden), 
  
 i) 
  
 högeffektiv kraftvärme: kraftvärme som uppfyller kriteri- erna i bilaga III, 
  
 j) 
  
 referensvärde för effektivitet vid separat produktion: effekti- viteten vid den alternativa separata produktion av värme och el som kraftvärmeprocessen är avsedd att ersätta, 
  
 k) 
  
 el-värmeförhållande: 
  
  förhållandet mellan kraftvärmeprodu- cerad el och nyttiggjord värme vid full kraftvärmedrift med användning av den specifika pannans prestanda, 
  
 l) 
  
 kraftvärmepanna: panna som kan användas vid kraftvärme- drift, 
  
 m) 
  
 mikrokraftvärmepanna: kraftvärmepanna med en maximal kapacitet som understiger 50 kW 
  
 e 
 , 
  
 n) 
  
 småskalig kraftvärme: kraftvärmepannor med en installerad kapacitet under 1 MW 
  
 e 
 , 
  
 o) 
  
 kraftvärmeproduktion: summan av el, mekanisk energi och nyttiggjord värme från kraftvärme. 
  
 Dessutom skall de relevanta definitionerna i direktiv 2003/54/ EG och direktiv 2001/77/EG gälla. 
 Artikel 4 
 Effektivitetskriterier för kraftvärme 
 1. Vid fastställandet av kraftvärmens effektivitet i enlighet med bilaga III, skall kommissionen i enlighet med förfarandet i artikel 14.2, senast den 21 februari 2006 fastställa harmonise- rade referensvärden för effektivitet vid separat produktion av el och värme. Dessa harmoniserade referensvärden för effektivitet skall bestå av en uppsättning värden som differentieras av rele- vanta faktorer, bland annat konstruktionsår och bränsletyper, och de måste grundas på en väldokumenterad analys, bland annat med beaktande av uppgifter från operativ användning under realistiska förhållanden, gränsöverskridande elhandel, bränslemix och klimatförhållanden samt tillämpad kraftvärme- teknik i enlighet med principerna i bilaga III. 
  
 L 52/54 
  
 SV 
  
 Europeiska unionens officiella tidning 
  
 21.2.2004 
  
 2. 
  
 Kommissionen skall, i enlighet med förfarandet i artikel 14.2, se över de harmoniserade referensvärdena för effektivitet för separat produktion av el och värme som avses i punkt 1, första gången den 21 februari 2011 och därefter vart fjärde år, i syfte att beakta teknisk utveckling och förändringar i fördel- ningen av energikällor. 
  
 3. 
  
 Medlemsstater som genomför detta direktiv innan kommissionen har fastställt harmoniserade referensvärden för effektivitet för den separata produktion av el och värme som avses i punkt 1 bör, fram till den tidpunkt som avses i punkt 1, anta nationella referensvärden för effektivitet för separat produktion av värme och el, vilka skall användas vid beräk- ningen av primärenergibesparingar från kraftvärme i enlighet med metoden i bilaga III. 
  
 Artikel 5 
 Ursprungsgaranti för el från högeffektiv kraftvärme 
  
 1. 
  
 På grundval av de harmoniserade referensvärden för effek- tivitet som avses i artikel 4.1 skall medlemsstaterna senast sex månader efter det att dessa värden har antagits se till att ursprunget för el som producerats genom högeffektiv kraft- värme kan garanteras i enlighet med objektiva, klara och tydliga samt  
  
 icke-diskriminerande 
  kriterier som har fastställts av varje medlemsstat. De skall se till att denna ursprungsgaranti för el gör det möjligt för producenterna att påvisa att den el de säljer producerats genom högeffektiv kraftvärme och utfärdas för detta ändamål på begäran av producenten. 
  
 2. 
  
 Medlemsstaterna får utse ett eller flera behöriga organ, som är oberoende av produktions- och distributionsverk- samhet, med uppgift att kontrollera utfärdandet av sådana ursprungsgarantier som avses i punkt 1. 
  
 3. 
  
 Medlemsstaterna eller de behöriga organen skall inrätta lämpliga mekanismer för att se till att ursprungsgarantierna är både riktiga och tillförlitliga samt i den rapport som avses i artikel 10.1 beskriva de åtgärder som vidtagits för att se till att garantisystemet är tillförlitligt. 
  
 4. 
  
 System för ursprungsgaranti ger inte i sig rätt att komma i åtnjutande av nationella stödmekanismer. 
  
 5. 
  
 För ursprungsgarantin skall följande gälla: 
  
 Energikällans lägre värmevärde skall anges, när det gäller elproduktionen, samt hur den värme som framställts samti- digt som elen har använts och datum och plats för produk- tionen. 
  
 Den mängd el från högeffektiv kraftvärme enligt bilaga II som garantin avser skall anges. 
  
 Primärenergibesparingarna skall anges, beräknade i enlighet med bilaga III på grundval av harmoniserade referensvärden för effektivitet som fastställts av kommissionen enligt artikel 4.1. 
  
 Medlemsstaterna får förse ursprungsgarantin med komplette- rande information. 
 6. Sådana ursprungsgarantier som utfärdats i enlighet med punkt 1 bör medlemsstaterna ömsesidigt erkänna, enbart som bevis för det som avses i punkt 5. Vägran att erkänna en ursprungsgaranti som ett sådant bevis, i synnerhet av skäl som rör bedrägeribekämpning, måste grundas på objektiva, klara och tydliga samt  
 icke-diskriminerande 
  kriterier. 
 Om en ursprungsgaranti inte erkänns, får kommissionen tvinga den vägrande parten att erkänna den, i synnerhet med beak- tande av de objektiva, klara och tydliga samt  
 icke-diskrimine- 
  rande kriterier som ett sådant erkännande skall grundas på. 
 Artikel 6 
 Nationella potentialer för högeffektiv kraftvärme 
  
 1. 
  
 Medlemsstaterna skall göra en analys av respektive natio- nell potential för användning av högeffektiv kraftvärme, inbe- gripet högeffektiv mikrokraftvärme. 
  
 2. 
  
 Analysen skall 
  
 grundas på väldokumenterade vetenskapliga uppgifter och överensstämma med de kriterier som förtecknas i bilaga IV, 
  
 identifiera hela den potential för efterfrågan på nyttiggjord värme och kyla som är lämplig för högeffektiv kraftvärme samt tillgången till bränslen och andra energiresurser som används i kraftvärme, 
  
 omfatta en separat analys av de hinder som kan finnas för utnyttjandet av den nationella potentialen för högeffektiv kraftvärme. Analysen skall framför allt avse hinder i form av priser och kostnader på och tillgång till bränslen, hinder i samband med frågor som rör nätet, administrativa förfa- randen samt bristande internalisering av externa kostnader i energipriserna. 
  
 3. 
  
 Medlemsstaterna skall första gången senast den 21 februari 2007 och därefter vart fjärde år, på en begäran av kommissionen åtminstone sex månader före den tillämpliga tidpunkten, göra en utvärdering av de framsteg som gjorts för att öka andelen högeffektiv kraftvärme. 
  
 Artikel 7 
 Stödarrangemang 
  
 1. 
  
 Medlemsstaterna skall se till att stödet till kraftvärme – befintliga och framtida kraftvärmepannor – grundas på efter- frågan på nyttiggjord värme och primärenergibesparingar, mot bakgrund av de möjligheter som finns att minska efterfrågan på energi genom andra ekonomiskt genomförbara eller miljövän- liga åtgärder, liksom andra energieffektivitetsåtgärder. 
  
 2. 
  
 Kommissionen skall, utan att det påverkar tillämpningen av artiklarna 87 och 88 i fördraget, utvärdera tillämpningen av de stödmekanismer som används i medlemsstaterna enligt vilka en kraftvärmeproducent på grundval av regler som utfärdats av offentliga myndigheter, får direkt eller indirekt stöd som skulle kunna leda till begränsning av handeln. 
  
 21.2.2004 
  
 SV 
  
 Europeiska unionens officiella tidning 
  
 L 52/55 
  
 Kommissionen skall överväga huruvida sådana mekanismer bidrar till att målen i artikel 6 och artikel 174.1 i fördraget uppfylls. 
 3. Kommissionen skall, i den rapport som avses i artikel 11, lägga fram en väldokumenterad analys av erfarenheterna av de olika parallella stödmekanismer som avses i punkt 2 i den här artikeln och tillämpningen av dessa. I rapporten skall göras en bedömning av om stödsystemen för främjande av använd- ningen av högeffektiv kraftvärme enligt de nationella potenti- aler som avses i artikel 6, varit framgångsrika och kostnadsef- fektiva. Rapporten skall även innehålla en översikt över huru- vida stödarrangemangen har bidragit till att skapa stabila förutsättningar för investeringar i kraftvärme. 
 Artikel 8 
 Frågor avseende elnät och tariffer 
  
 1. 
  
 I syfte att garantera överföring och distribution av el producerad genom högeffektiv kraftvärme skall bestämmelserna i artikel 7.1, 7.2 och 7.5 i direktiv 2001/77/EG liksom de rele- vanta bestämmelserna i direktiv 2003/54/EG tillämpas. 
  
 2. 
  
 Fram till dess att kraftvärmeproducenten är en berättigad kund enligt nationell lagstiftning och enligt artikel 21.1 i direktiv 2003/54/EG, bör medlemsstaterna vidta de åtgärder som krävs för att se till att tarifferna för inköp av reservkraft eller spetskraft grundas på offentliggjorda tariffer och villkor. 
  
 3. 
  
 Medlemsstaterna får bl.a. underlätta tillgången till nätet för el producerad från högeffektiv kraftvärme från småskaliga kraftvärmepannor och mikrokraftvärmepannor, under förutsätt- ning att de anmäler detta till kommissionen. 
  
 Artikel 9 
 Administrativa förfaranden 
 1. Medlemsstaterna eller de behöriga organ som medlems- staterna har utsett skall utvärdera nuvarande lagstiftning och regelverk om tillståndsförfaranden eller de andra förfaranden som anges i artikel 6 i direktiv 2003/54/EG och som omfattar högeffektiva kraftvärmepannor. 
 Sådana utvärderingar skall göras i syfte att 
  
 a) 
  
 främja utformningen av kraftvärmepannor som motsvarar ekonomiskt motiverade krav på nyttiggjord värme samt undvika produktion av mer värme än nyttiggjord värme, 
  
 b) 
  
 minska lagstiftningshinder och andra hinder för en ökning av kraftvärmeproduktionen, 
  
 c) 
  
 få fram effektivare och snabbare förfaranden på lämplig administrativ nivå, och 
  
 d) 
  
 se till att reglerna är objektiva, klara och tydliga samt icke- diskriminerande och fullt ut beaktar särdragen hos de olika kraftvärmeteknikerna. 
  
 2. Medlemsstaterna skall – om det är relevant med hänsyn till den nationella lagstiftningen – ange hur långt de kommit med följande: 
  
 a) 
  
 Samordning mellan de olika administrativa organen när det gäller tidsfrister för samt mottagande och behandling av ansökningar om tillstånd. 
  
 b) 
  
 Möjligheten att fastställa särskilda riktlinjer för den verk- samhet som avses i punkt 1 och möjligheten att införa ett snabbplaneringsförfarande för kraftvärmeproducenter. 
  
 c) 
  
 Utseende av myndigheter för medling vid tvister mellan till- ståndsgivande myndigheter och dem som ansöker om till- stånd. 
  
 Artikel 10 
 Medlemsstaternas rapportering 
  
 1. 
  
 Medlemsstaterna skall senast den 21 februari 2006 offent- liggöra en rapport med resultaten av de analyser och utvärder- ingar som utförts i enlighet med följande artiklar: 5.3, 6.1, 9.1 och 9.2. 
  
 2. 
  
 Medlemsstaterna skall senast den 21 februari 2007 och därefter vart fjärde år, på begäran av kommissionen minst sex månader före utsatt datum, offentliggöra en rapport med resul- tatet av den utvärdering som avses i artikel 6.3. 
  
 3. 
  
 Medlemsstaterna skall första gången före december månads utgång 2004, omfattande uppgifter för år 2003, och därefter varje år till kommissionen överlämna statistiska uppgifter om nationellt kraftvärmeproducerad elkraft och värme, i enlighet med den metod som anges i bilaga II. 
  
 De skall även överlämna årliga statistiska uppgifter om kraft- värmekapacitet och bränslen som används för kraftvärme. Medlemsstaterna får även överlämna statistik över de primäre- nergibesparingar som uppnåtts genom användning av kraft- värme, i enlighet med den metod som anges i bilaga III. 
 Artikel 11 
 Kommissionens rapportering 
 1. Kommissionen skall, på grundval av de rapporter som överlämnas i enlighet med artikel 10, se över tillämpningen av detta direktiv och senast den 21 februari 2008 och därefter vart fjärde år, överlämna en rapport om genomförandet av detta direktiv till Europaparlamentet och rådet. 
 Rapporten skall i synnerhet 
  
 a) 
  
 beakta framstegen i förverkligandet av respektive nationell potential för högeffektiv kraftvärme enligt artikel 6, 
  
 b) 
  
 bedöma i vilken utsträckning regler och förfaranden för utformningen av ramvillkor för kraftvärme på den inre marknaden för energi har utformats på grundval av objek- tiva, klara och tydliga samt  
  
 icke-diskriminerande 
  kriterier och med beaktande av fördelarna med kraftvärme, 
  
 L 52/56 
  
 SV 
  
 Europeiska unionens officiella tidning 
  
 21.2.2004 
  
 c) 
  
 granska erfarenheterna av användningen och samexistens av de olika parallella stödmekanismerna för kraftvärme, och 
  
 d) 
  
 se över referensvärdena för effektivitet för separat produk- tion med nuvarande teknik. 
  
 Vid behov skall kommissionen tillsammans med rapporten lägga fram ytterligare förslag till Europaparlamentet och rådet. 
 2. När de framsteg som avses i punkt 1 a utvärderas skall kommissionen beakta i vilken utsträckning de nationella poten- tialerna för högeffektiv kraftvärme som avses i artikel 6 har utnyttjats eller avses att utnyttjas med hänsyn till medlemssta- ternas åtgärder, förhållanden inklusive klimatförhållanden, och effekterna av den inre energimarknaden och konsekvenserna av andra gemenskapsinitiativ såsom Europaparlamentets och rådets direktiv 2003/87/EG av den 13 oktober 2003 om ett system för handel med utsläppsrätter för växthusgaser inom gemenskapen och om ändring av rådets direktiv 96/61/EG ( 
 1 
 ). 
 Om så är lämpligt skall kommissionen lägga fram ytterligare förslag för Europaparlamentet och rådet, särskilt med syfte att utarbeta en handlingsplan för utveckling av högeffektiv kraft- värme i gemenskapen. 
 3. När möjligheterna för ytterligare harmonisering av beräkningsmetoder enligt i artikel 4.1 bedöms, skall kommis- sionen beakta konsekvenserna av de alternativa beräkningar som avses i artikel 12, bilagorna II och III, på den inre energi- marknaden, även med hänsyn till erfarenheterna från nationella stödmekanismer. 
 Om så är lämpligt skall kommissionen lägga fram ytterligare förslag för Europaparlamentet och rådet i syfte att ytterligare harmonisera beräkningsmetoderna. 
 Artikel 12 
 Alternativa beräkningar 
  
 1. 
  
 Fram till slutet av 2010 och under förutsättning att de i förväg får godkännande av kommissionen får medlemsstaterna använda andra metoder än de som föreskrivs i bilaga II b för att från de rapporterade uppgifterna subtrahera eventuell el som inte producerats i samband med en kraftvärmeprocess. För de ändamål som avses i artiklarna 5.1 och 10.3 skall mängden kraftvärmeproducerad el dock fastställas enligt bilaga II. 
  
 2. 
  
 Medlemsstaterna får beräkna primärenergibesparingar från produktion av värme och el och mekanisk energi enligt bilaga III c, utan att bilaga II tillämpas för att utesluta den icke- kraftvärmeproducerade värmen och elen inom samma process. Sådan produktion kan betraktas som framställning genom högeffektiv kraftvärme under förutsättning att den uppfyller effektivitetskriterierna i bilaga III a och, för kraftvärmepannor med en kapacitet på över 25 MW, den totala kapaciteten överskrider 70 %. En specifikation av den mängd kraftvärme- producerad el som framställs genom denna produktion skall för utfärdande av ursprungsgaranti och för statistiska ändamål emellertid fastställas i enlighet med bilaga II. 
  
 ( 
 1 
 ) EUT L 275, 25.10.2003, s. 32. 
 3. Fram till slutet av 2010 får medlemsstaterna använda alternativa metoder för att definiera en kraftvärmeproduktion som högeffektiv kraftvärme utan att kontrollera att kraftvärme- produktionen uppfyller kriterierna i bilaga III a, om det på nationell nivå kan påvisas att den kraftvärmeproduktion som fastställs genom en sådan alternativ beräkningsmetod i genom- snitt uppfyller kriterierna i bilaga III a. Om en ursprungsgaranti utfärdas för en sådan produktion, får den effektivitet hos kraft- värmeproduktionen som anges i garantin då inte överstiga tröskelvärdena för kriterierna i bilaga III a, om inte annat påvisas genom beräkningar i enlighet med bilaga III. En specifi- kation av den mängd kraftvärmeproducerad el som framställs genom denna produktion skall för utfärdande av ursprungsga- ranti och för statistiska ändamål emellertid fastställas i enlighet med bilaga II. 
 Artikel 13 
 Översyn 
  
 1. 
  
 De tröskelvärden som används för beräkning av kraft- värmeproducerad el enligt bilaga II a skall anpassas till den tekniska utvecklingen i enlighet med förfarandet i artikel 14.2. 
  
 2. 
  
 De tröskelvärden som används för beräkning av kraft- värmeproduktionens effektivitet och primärenergibesparingar enligt bilaga III a skall anpassas till den tekniska utvecklingen i enlighet med förfarandet i artikel 14.2. 
  
 3. 
  
 Riktlinjerna för fastställande av  
  
 el-värmeförhållandet 
  enligt bilaga II d skall anpassas till den tekniska utvecklingen i enlighet med förfarandet i artikel 14.2. 
 Artikel 14 
 Kommittéförfarande 
  
 1. 
  
 Kommissionen skall biträdas av en kommitté. 
  
 2. 
  
 När det hänvisas till denna punkt skall artiklarna 5 och 7 i beslut 1999/468/EG tillämpas, med beaktande av bestämmel- serna i artikel 8 i det beslutet. 
  
 Den tid som avses i artikel 5.6 i beslut 1999/468/EG skall vara tre månader. 
  
 3. 
  
 Kommittén skall själv anta sin arbetsordning. 
  
 Artikel 15 
 Införlivande 
 Medlemsstaterna skall sätta i kraft de bestämmelser i lagar och andra författningar som är nödvändiga för att följa detta direktiv senast den 21 februari 2006. De skall genast underrätta kommissionen om detta. 
  
 21.2.2004 
  
 SV 
  
 Europeiska unionens officiella tidning 
  
 L 52/57 
  
 När en medlemsstat antar dessa bestämmelser skall de innehålla en hänvisning till detta direktiv eller åtföljas av en sådan hänvisning när de offentliggörs. Närmare föreskrifter om hur hänvisningen skall göras skall varje medlemsstat själv utfärda. 
 Artikel 16 
 Ändring av direktiv 92/42/EEG 
 Följande strecksats skall läggas till i artikel 3.1 i direktiv 92/42/ EEG: 
  kraftvärmepannor enligt definitionen i Europaparla- mentets och rådets direktiv 2004/8/EG av den 11 februari 2004 om främjande av kraftvärme på grundval av efterfrågan på nyttiggjord värme på den inre marknaden för energi (*). 
 (*) EUT L 52, 21.2.2004, s. 50. 
 Artikel 17 
 Ikraftträdande 
 Detta direktiv träder i kraft samma dag som det offentliggörs i 
 Europeiska unionens officiella tidning 
 . 
  
 Artikel 18 
 Adressater 
 Detta direktiv riktar sig till medlemsstaterna. 
 Utfärdat i Strasbourg den 11 februari 2004. 
  
 På Europaparlamentets vägna 
  
 På rådets vägnar 
  
 P. COX 
  
 M. McDOWELL 
  
 Ordförande 
  
 Ordförande 
  
 BILAGA I 
 Kraftvärmetekniker som omfattas av detta direktiv 
  
 a) 
  
 Kombicykel med värmeåtervinning 
  
 b) 
  
 Mottrycksturbin 
  
 c) 
  
 Kondensturbin med ångavtappning 
  
 d) 
  
 Gasturbin med värmeåtervinning 
  
 e) 
  
 Förbränningsmotor 
  
 f) 
  
 Mikroturbiner 
  
 g) 
  
 Stirlingmotorer 
  
 h) 
  
 Bränsleceller 
  
 i) 
  
 Ångmaskiner 
  
 j) 
  
 Organiska Rankinecykler 
  
 k) 
  
 Andra typer av tekniker eller kombinationer av tekniker som omfattas av definitionerna i artikel 3 a 
  
 L 52/58 
  
 SV 
  
 Europeiska unionens officiella tidning 
  
 21.2.2004 
  
 BILAGA II 
 Beräkning av kraftvärmeproducerad el 
 De värden som används för beräkning av kraftvärmeproducerad el skall fastställas på grundval av den förväntade eller faktiska driften av pannan under normala användningsförhållanden. För mikrokraftvärmepannor får beräkningen baseras på certifierade värden. 
  
 a) 
  
 I följande fall skall den kraftvärmeproducerade elen betraktas som lika med pannans totala årliga elproduktion, uppmätt vid anslutningspunkten till huvudgeneratorerna: 
  
 i) 
  
 I de kraftvärmepannor av typerna b, d, e, f, g och h som avses i bilaga I, med en total årlig effektivitet som av medlemsstaterna fastställts till minst 75 %. 
  
 ii) 
  
 I de kraftvärmepannor av typerna a och c som avses i bilaga I, med en total årlig effektivitet som av medlemssta- terna fastställts till minst 80 %. 
  
 b) 
  
 I kraftvärmepannor med en total årlig effektivitet under det värde som anges i led a i (de kraftvärmepannor av typerna b, d, e, f, g och h som avses i bilaga I eller med en total årlig effektivitet under det värde som anges i led a ii (de kraftvärmepannor av typerna a och c som avses i bilaga I skall följande formel användas: 
  
 där 
  
 E  
 CHP 
 C 
  
 H 
 CHP 
 E  
 CHP  
 = H 
 CHP 
 . C 
 är mängden kraftvärmeproducerad el 
 är  
 el-värmeförhållandet 
  
 är mängden av nyttiggjord värme från kraftvärmeproduktionen (beräknad för detta ändamål som den totala värmeproduktionen minus den värme som producerats i separata pannor eller genom direkt ångavtappning från ånggeneratorn före turbinen). 
 Beräkningen av kraftvärmeproducerad el måste grundas på det verkliga  
 el-värmeförhållandet. 
  Om det verkliga el- värmeförhållandet för en kraftvärmepanna är okänt, får följande standardvärden användas, särskilt för statistiska ändamål, för de kraftvärmepannor av typerna a, b, c, d, och e som avses i bilaga I, förutsatt att beräknad mängd kraft- värmeproducerad el understiger eller är lika med pannans totala elproduktion: 
  
 Typ av panna 
  
 Standardvärden för  
 el-värmeförhållandet, 
  C 
  
 Kombicykel med värmeåtervinning 
  
 0,95 
  
 Mottrycksturbin 
  
 0,45 
  
 Kondensturbin med ångavtappning 
  
 0,45 
  
 Gasturbin med värmeåtervinning 
  
 0,55 
  
 Förbränningsmotor 
  
 0,75 
  
 Om medlemsstaterna fastställer standardvärden för  
 el-värmeförhållanden 
  för de pannor av typerna f, g, h, i, j och k som avses i bilaga I, skall dessa värden offentliggöras och anmälas till kommissionen. 
  
 c) 
  
 Om en del av energiinnehållet i den bränslemängd som använts för kraftvärmeprocessen återvinns i kemikalier, kan denna del subtraheras från bränslemängden innan den totala effektiviteten i enlighet med leden a och b beräknas. 
  
 d) 
  
 Medlemsstaterna får fastställa  
  
 el-värmeförhållandet 
  som förhållandet mellan el och nyttiggjord värme vid en kraft- värmeprocess som används vid dellast med användning av de operativa uppgifterna för den specifika pannan. 
  
 e) 
  
 Kommissionen skall i enlighet med förfarandet i artikel 14.2 lägga fram ingående riktlinjer för genomförande och tillämpning av bilaga II, inbegripet fastställandet av  
  
 el-värmeförhållandet. 
  
 f) 
  
 Medlemsstaterna får använda andra rapporteringsperioder än ett år för de beräkningar som görs enligt leden a och b. 
  
 21.2.2004 
  
 SV 
  
 Europeiska unionens officiella tidning 
  
 L 52/59 
  
 HerreraMetod för att fastställa kraftvärmeprocessens effektivitet 
 De värden som används för beräkning av kraftvärmeproduktionens effektivitet och besparingarna av primärenergi skall fastställas på grundval av den förväntade eller faktiska driften av pannan under normala förhållanden. 
  
 a) 
  
 Högeffektiv kraftvärme 
  
 Vid tillämpningen av detta direktiv skall högeffektiv kraftvärmeproduktion uppfylla följande kriterier: 
  
 Kraftvärmeproduktionen i kraftvärmepannor skall innebära besparingar beräknade enligt led b av primärenergi på minst 10 % jämfört med referensvärdena för separat produktion av värme och el. 
  
 Produktionen i småskaliga kraftvärmepannor och mikrokraftvärmepannor, vilken leder till primärenergibespa- ringar, får betecknas som högeffektiv kraftvärme. 
  
 b) 
  
 Beräkning av primärenergibesparingar 
  
 De primärenergibesparingar som görs till följd av kraftvärmeproduktion i enlighet med definitionen i bilaga II skall beräknas enligt följande formel: 
  
 där 
  
 PES 
  
 är primärenergibesparingarna 
  
 CHP H 
 η 
  
 är kraftvärmeproduktionens värmeeffektivitet definierad som årlig produktion av nyttiggjord värme divi- 
  
 derad med den bränslemängd som använts för att producera summan av nyttiggjord värme och el från 
  
 kraftvärme. 
  
 Ref H 
 η 
  
 är referensvärdet för effektivitet för separat värmeproduktion. 
  
 CHP E 
 η 
  
 är kraftvärmeproduktionens eleffektivitet definierad som årlig elproduktion genom kraftvärme dividerad 
  
 med den bränslemängd som använts för att producera summan av nyttiggjord värme och el genom kraft- 
  
 värme. Om en kraftvärmepanna framställer mekanisk energi, kan den årliga elproduktionen genom kraft- 
  
 värme ökas med ytterligare en faktor som motsvarar en lika stor mängd el som den mekaniska energin. 
  
 Denna ytterligare faktor ger inte rätt att utfärda ursprungsgarantier i enlighet med artikel 5. 
  
 Ref E 
 η 
  
 är referensvärdet för effektivitet för separat elproduktion. 
  
 c) 
  
 Beräkningar av energibesparingar med alternativ beräkningsmetod enligt artikel 12.2 
  
 Om primärenergibesparingarna för en process beräknas enligt artikel 12.2 skall primärenergibesparingarna beräknas enligt formeln i led b i denna bilaga varvid 
 CHP H 
 η 
  skall ersättas med H 
 η 
  och CHP E 
 η 
  skall ersättas med E 
 η 
  
 där 
 H 
 η  
 betecknar processens värmeeffektivitet, definierad som den årliga värmeproduktionen dividerad med den bränslemängd som använts för att producera summan av värmeproduktionen och elproduktionen. 
 E 
 η  
 betecknar processens eleffektivitet, definierad som den årliga elproduktionen dividerad med den bränslemängd som använts för att producera summan av värmeproduktionen och elproduktionen. Om en kraftvärmepanna fram- ställer mekanisk energi, kan den årliga elproduktionen genom kraftvärme ökas med ytterligare en faktor som motsvarar en lika stor mängd el som den mekaniska energin. Denna ytterligare faktor ger inte rätt att utfärda ursprungsgarantier i enlighet med artikel 5. 
  
 d) 
  
 Medlemsstaterna får använda andra rapporteringsperioder än ett år för de beräkningar som görs enligt leden b och c i denna bilaga. 
  
 L 52/60 
  
 SV 
  
 Europeiska unionens officiella tidning 
  
 21.2.2004 
  
 e) 
  
 För mikrokraftvärmepannor får beräkningen baseras på certifierade uppgifter. 
  
 f) 
  
 Referensvärden för effektivitet för separat produktion av värme och el 
  
 I principerna bakom definitionen av referensvärdena för effektivitet för separat produktion av värme och el som avses i artikel 4.1 och i formeln i led b i denna bilaga skall driftseffektiviteten hos den separata värme- och elproduktion som är avsedd att ersättas av kraftvärme fastställas. 
 Referensvärdena för effektivitet skall beräknas enligt följande principer: 
  
 1. 
  
 För kraftvärmepannor enligt definitionen i artikel 3, skall jämförelsen med separat elproduktion utgå från prin- cipen att samma bränslekategorier jämförs. 
  
 2. 
  
 Varje kraftvärmepanna skall jämföras med den bästa tillgängliga och ekonomiskt motiverade tekniken för separat produktion av värme och el på marknaden under kraftvärmepannans konstruktionsår. 
  
 3. 
  
 Referensvärdena för effektivitet för kraftvärmepannor som är äldre än tio år skall fastställas som referensvärdet för pannor som är tio år gamla. 
  
 4. 
  
 Referensvärdena för effektivitet för separat produktion av el och värme skall återspegla klimatskillnaderna mellan medlemsstaterna. 
  
 BILAGA IV 
 Kriterier för analys av nationell potential för högeffektiv kraftvärme 
  
 a) 
  
 I analysen av nationell potential enligt artikel 6 skall följande beaktas: 
  
 Vilken bränsletyp som sannolikt kommer att användas för att utnyttja kraftvärmemöjligheterna, inbegripet särskild hänsyn till möjligheterna att genom kraftvärme öka användningen av förnybara energikällor på de natio- nella marknaderna för värme. 
  
 Vilken typ av kraftvärmetekniker enligt bilaga I som sannolikt kommer att användas för att förverkliga den natio- nella potentialen. 
  
 Vilken typ av separat produktion av värme och el eller, om möjligt, mekanisk energi som den högeffektiva kraft- värmen antas ersätta. 
  
 En uppdelning av potentialen mellan modernisering av befintlig kapacitet och uppbyggnad av ny kapacitet. 
  
 b) 
  
 Analysen skall inbegripa lämpliga mekanismer för bedömning av kostnadseffektiviteten – i form av primärenergibe- sparingar – om andelen högeffektiv kraftvärme ökar i den nationella energimixen. Analysen av kostnadseffektiviteten skall också beakta nationella åtaganden som gjorts inom ramen för de klimatpolitiska åtaganden som gemenskapen gjort enligt Kyotoprotokollet till Förenta nationernas ramkonvention om klimatförändringar. 
  
 c) 
  
 I analysen av nationell kraftvärmepotential skall potentialen i förhållande till tidsramarna 2010, 2015 och 2020 anges, om möjligt med kostnadsuppskattningar för de olika tidsramarna. 
  
 Statens offentliga utredningar 2005 
 Kronologisk förteckning 
  
 1. 
  
 Radio och TV i allmänhetens tjänst. Riktlinjer för en ny tillståndsperiod. Ku. 
  
 2. 
  
 Radio och TV i allmänhetens tjänst. Finansiering och skatter. 
  
 Ku. 
  
 3. 
  
 Sveriges tillträde till 1995 års Unidroit- konvention om stulna eller olagligt utförda kulturföremål. Ku. 
  
 4. 
  
 Liberalisering, regler och marknader. + Bilagor. N. 
  
 5. 
  
 Postmarknad i förändring. N. 
  
 6. 
  
 Säkert inlåst? 
  
 En granskning av rymningarna från Kumla, Hall, Norrtälje och Mariefred 2004. Ju. 
  
 7. 
  
 Försvarsfastigheter – information till riksdagen och effektiv lokalförsörjning. Fi. 
  
 8. 
  
 Behov av rörlig ledningsstödsresurs. Fö. 
  
 9. 
  
 Burke 
  
 Reformerat regelverk för handel med försvarsmateriel. UD. 
  
 10. 
  
 Handla för bättre klimat. 
  
 Från införande till utförande. M. 
  
 11. 
  
 Välfärdsverksamhet för sjömän. N. 
  
 12. 
  
 Bokpriskommissionens slutrapport. Det skall vara billigt att köpa böcker och tidskrifter. U. 
  
 13. 
  
 Lördagsdistribution av dagstidningar. U. 
  
 14. 
  
 Effektivare handläggning av anknyt- ningsärenden. UD. 
  
 15. 
  
 Familjeåterförening och fri rörlighet för tredjelandsmedborgare. UD. 
  
 16. 
  
 Reformerat system för insättnings- garantin. Fi. 
  
 17. 
  
 Vem får jaga och fiska? 
  
 Rätt till jakt och fiske i lappmarkerna och på renbetesfjällen. Jo. 
  
 18. 
  
 Prospektansvar. Fi. 
  
 19. 
  
 Beskattningen vid omstruktureringar enligt fusionsdirektivet. Fi. 
  
 20. 
  
 Konsumentskydd vid modemkapning. Ju. 
  
 21. 
  
 Vinstandelar. Fi. 
  
 22. 
  
 Nya upphandlingsregler. Fi. 
  
 23. 
  
 en BRASkatt? – beskattning av avfall som förbränns. Fi. 
  
 24. 
  
 Arbetslivsinriktad rehabilitering. Framtida organisation för Arbetslivs- tjänster och Samhall Resurs AB. N. 
  
 25. 
  
 Gränslös utmaning – alkoholpolitik i ny tid. S. 
  
 26. 
  
 Mobil med bil. Ett nytt synsätt på bilstöd och färdtjänst. + Bilaga, lättläst och Carlson. S. 
  
 27. 
  
 Den svenska fiskerikontrollen – en ut- värdering. Jo. 
  
 28. 
  
 Dubbel bosättning för ökad rörlighet. Fi. 
  
 29. 
  
 Storstad i rörelse. 
  
 Kunskapsöversikt över utvärderingar av storstadspolitikens lokala utvecklings- avtal. Ju. 
  
 30. 
  
 Lagen om byggfelsförsäkring. En utvärdering. M. 
  
 31. 
  
 Stödet till utbildningsvetenskaplig forskning. U. 
  
 32. 
  
 Regeringens stabsmyndigheter. Fi. 
  
 33. 
  
 Fjärrvärme och kraftvärme i framtiden. M. 
  
 Statens offentliga utredningar 2005 
 Systematisk förteckning 
 Justitiedepartementet 
 Säkert inlåst? 
 En granskning av rymningarna från Kumla, Hall, Norrtälje och Mariefred 2004. [6] 
 Konsumentskydd vid modemkapning. [20] Storstad i rörelse. 
 Kunskapsöversikt över utvärderingar av storstadspolitikens lokala utvecklings- avtal. [29] 
 Utrikesdepartementet 
 KRUT 
 Reformerat regelverk för handel med försvarsmateriel.[9] 
 Effektivare handläggning av anknytnings- ärenden. [14] 
 Familjeåterförening och fri rörlighet för tredjelandsmedborgare. [15] 
 Försvarsdepartementet 
 Behov av rörlig ledningsstödsresurs. [8] 
 Socialdepartementet 
 Gränslös utmaning – alkoholpolitik i ny tid. [25] 
 Mobil med bil. Ett nytt synsätt på bilstöd och färdtjänst. + Bilaga, lättläst och Carlson. [26] 
 Finansdepartementet 
 Försvarsfastigheter – information till riksdagen och effektiv lokalförsörjning. [7] 
 Reformerat system för insättnings- garantin. [16] 
 Prospektansvar. [18] 
 Beskattningen vid omstruktureringar enligt fusionsdirektivet. [19] 
 Vinstandelar. [21] 
 Nya upphandlingsregler. [22] 
 en BRASkatt? – beskattning av avfall som förbränns. [23] 
 Dubbel bosättning för ökad rörlighet. [28] Regeringens stabsmyndigheter. [32] 
 Utbildnings- och kulturdepartementet 
 Radio och TV i allmänhetens tjänst. Riktlinjer för en ny tillståndsperiod. [1] 
 Radio och TV i allmänhetens tjänst. Finansiering och skatter. [2] 
 Sveriges tillträde till 1995 års Unidroit- konvention om stulna eller olagligt utförda kulturföremål. [3] 
 Bokpriskommissionens slutrapport. 
 Det skall vara billigt att köpa böcker och tidskrifter. [12] 
 Lördagsdistribution av dagstidningar. [13] Stödet till utbildningsvetenskaplig 
 forskning. [31] 
 Jordbruksdepartementet 
 Vem får jaga och fiska? 
 Rätt till jakt och fiske i lappmarkerna och på renbetesfjällen. [17] 
 Den svenska fiskerikontrollen – en ut- värdering. [27] 
 Näringsdepartementet 
 Liberalisering, regler och marknader. [4] Postmarknad i förändring. [5] Välfärdsverksamhet för sjömän. [11] 
 Arbetslivsinriktad rehabilitering. Framtida organisation för Arbetslivs- tjänster och Samhall Resurs AB. [24] 
 Miljö- och samhällsbyggnadsdepartementet 
 Handla för bättre klimat. 
 Från införande till utförande. [10] Lagen om byggfelsförsäkring. 
 En utvärdering. [30] 
 Fjärrvärme och kraftvärme i framtiden. [33]