Prop. 2024/25:150

Finansiering och riskdelning vid investeringar i ny kärnkraft

Regeringen överlämnar denna proposition till riksdagen.

Stockholm den 27 mars 2025

Ebba Busch

Niklas Wykman (Finansdepartementet)

Propositionens huvudsakliga innehåll

I propositionen föreslår regeringen en ny lag om statligt stöd för investeringar i ny kärnkraft. Lagen reglerar de grundläggande förutsättningarna och formerna för statligt stöd till företag för investeringar i nya kärnkraftsreaktorer i Sverige. Stöd får lämnas i form av statliga lån och dubbelriktade differenskontrakt, dvs. ett kontrakt mellan en operatör av en kraftproduktionsanläggning och staten som tillhandahåller både ett minimiersättningsskydd och en gräns för överkompensation. Statliga lån får lämnas för uppförande och provdrift av nya kärnkraftsreaktorer samt för projektering och andra förberedande åtgärder inför uppförandet. Dubbelriktade differenskontrakt får ingås för rutinmässig drift av nya kärnkraftsreaktorer. Stöd ska förenas med villkor som regleras i avtal mellan staten och det företag som får stöd. Stöd får endast lämnas om de nya kärnkraftsreaktorerna är lokaliserade på samma plats och har en sammanlagd installerad elektrisk effekt om minst 300 MW. Om det finns särskilda skäl får regeringen besluta om att lämna stöd även om reaktorerna har en sammanlagd installerad elektrisk effekt som understiger 300 MW.

Den nya lagen föreslås träda i kraft den 1 augusti 2025.

1. Förslag till riksdagsbeslut

Regeringens förslag:

Riksdagen antar regeringens förslag till lag om statligt stöd för investeringar i ny kärnkraft.

2. Förslag till lag om statligt stöd för investeringar i ny kärnkraft

Härigenom föreskrivs följande.

Inledning

1 § I denna lag finns bestämmelser om statligt stöd till företag för investeringar i nya kärnkraftsreaktorer i Sverige.

Lån och dubbelriktade differenskontrakt

2 § Stöd får lämnas i form av statliga lån och dubbelriktade differenskontrakt.

Stödet ska utformas på ett sätt som ger incitament till ett effektivt resursutnyttjande vid uppförande, innehav och drift av nya kärnkraftsreaktorer. Stödet ska också utformas så att det sker en väl avvägd fördelning av risker och vinster mellan staten och det företag som får stöd.

3 § Statliga lån får lämnas för uppförande och provdrift av nya kärnkraftsreaktorer samt för projektering och andra förberedande åtgärder inför uppförandet.

4 § Dubbelriktade differenskontrakt får ingås för rutinmässig drift av nya kärnkraftsreaktorer.

5 § Stöd ska förenas med villkor som regleras genom avtal mellan staten och det företag som får stöd.

Villkoren ska utformas med hänsyn till

1. statens risk,

2. statens möjlighet att tillvarata sin rätt, och

3. statens behov av kontroll och uppföljning.

Förutsättningar för stöd

6 § Regeringen får, efter ansökan, besluta om att lämna stöd till ett företag för de ändamål som anges i 3 och 4 §§.

Stöd får endast lämnas om de nya kärnkraftsreaktorer som avses i 3 och 4 §§ är lokaliserade på samma plats i Sverige och har en sammanlagd installerad elektrisk effekt om minst 300 MW. Om det finns särskilda skäl får regeringen besluta om att lämna stöd även om reaktorerna har en sammanlagd installerad elektrisk effekt som understiger 300 MW.

7 § Stöd får endast lämnas till ett företag vars verksamhet uteslutande eller så gott som uteslutande har till ändamål att uppföra, inneha och driva den nya kärnkraftsreaktor eller de nya kärnkraftsreaktorer som beslutet om stöd avser.

8 § Stöd får endast beslutas i samband med att sådana avtal som anges i 5 § ingås.

9 § Stöd får endast beslutas efter det att ett företag har ansökt om de tillstånd som krävs enligt lagen (1984:3) om kärnteknisk verksamhet och miljöbalken för uppförande, innehav och drift av den nya kärnkraftsreaktor eller de nya kärnkraftsreaktorer som beslutet om stöd avser.

10 § Stöd får endast lämnas till ett företag om

1. den som har ett kvalificerat innehav av andelar i företaget är lämplig att utöva ett väsentligt inflytande över ledningen av företaget, och

2. den som ingår i företagets ledning är lämplig för en sådan uppgift. Med kvalificerat innehav avses detsamma som i 1 kap. 5 § 15 lagen (2004:297) om bank- och finansieringsrörelse.

Rätt att meddela föreskrifter

11 § Regeringen kan med stöd av 8 kap. 7 § regeringsformen meddela ytterligare föreskrifter om stöd enligt denna lag.

Denna lag träder i kraft den 1 augusti 2025.

3. Ärendet och dess beredning

Den 20 december 2023 fick en sakkunnig (utredaren) i uppdrag att biträda Finansdepartementet med att ta fram och lämna förslag på modeller för finansiering och riskdelning för nya kärnkraftsreaktorer (Fi2023/03276). Utredaren överlämnade den 12 augusti 2024 promemorian Finansiering och riskdelning vid investeringar i ny kärnkraft (Fi 2023:F). En sammanfattning av promemorian finns i bilaga 1. Promemorians lagförslag finns i bilaga 2. Promemorian har remissbehandlats. En förteckning över remissinstanserna finns i bilaga 3. Remissyttrandena finns tillgängliga i Finansdepartementet (Fi2024/01624). I denna proposition behandlas promemorians förslag.

4. Behovet av statligt stöd till ny kärnkraft

Hänvisningar till S4

  • Prop. 2024/25:150: Avsnitt 5.6

4.1. Behovet av kärnkraft i elsystemet

Regeringens bedömning: Nya kärnkraftsreaktorer behöver byggas i

Sverige för att – nå de klimat- och energipolitiska målen, – tillgodose framtidens elbehov inklusive anslutning av ny industri, – öka leveranssäkerheten i elsystemet och överföringsförmågan i transmissionsnätet, – minska prisskillnaderna mellan de svenska elområdena, och – bidra till konkurrenskraftiga elpriser för elkunderna.

Promemorians bedömning överensstämmer i huvudsak med regeringens. I promemorian tas det emellertid inte ställning till behovet av kärnkraft för ökad leveranssäkerhet, minskade prisskillnader mellan svenska elområden eller konkurrenskraftiga elpriser för elkunderna.

Remissinstanserna: Flera remissinstanser, däribland Energiföretagen

Sverige (Energiföretagen), Svenskt Näringsliv, Fortum Sverige AB (Fortum), Vattenfall AB (Vattenfall) och Kungliga Tekniska högskolan (KTH), välkomnar utredningens förslag. KTH framför att kärnkraften är en mycket betydelsefull del i det svenska elsystemet som, utöver energi och effekt, även har särskilda egenskaper som bidrar till spänningsreglering och frekvensstabilitet. Fortum menar att ett alternativ utan kärnkraft skulle innebära ett risktagande gällande uppfyllandet av Sveriges klimat-, industri- och säkerhetspolitiska mål eftersom alternativet innebär en utveckling av ny teknik i en skala och hastighet som ännu är oprövad och till en kostnad som till stor del är okänd. Fortum framför också att flera studier visar att den totala systemkostnaden sannolikt är lägre med ett balanserat elsystem med viss andel planerbar baskraft utöver väderberoende och flexibel elproduktion. Sydkraft AB (Uniper) framför att det aktuella förslaget är en viktig pusselbit i regeringens energipolitiska planerings- och leveranssäkerhetsmål som ska lägga grunden för en kraftig utbyggnad av hela elsystemet för att stödja svensk konkurrenskraft och

välfärd samt för att uppnå beslutade klimatmål. Statens energimyndighet (Energimyndigheten) pekar på att kärnkraften under en överskådlig framtid kommer att vara en viktig komponent i Sveriges elförsörjning.

Affärsverket svenska kraftnät (Svenska kraftnät) anser att ny kärnkraft bidrar till en förbättrad effekttillräcklighet samt med systemnyttor såsom rotationsenergi och reaktiv effekt.

Några remissinstanser, bl.a. Chalmers tekniska högskola AB (Chalmers) och Naturskyddsföreningen lyfter fram att det finns ett flertal studier som visar att andra lösningar än kärnkraft kan lösa elsystemets behov. Även

Svensk vindenergi framför att baskraftsbehov kan lösas med många olika tekniker.

Flera remissinstanser, däribland Chalmers, Institutet för näringslivsforskning (IFN), Konjunkturinstitutet, Landsorganisationen i Sverige (LO) och Naturvårdsverket, anser att det behövs samhällsekonomiska analyser av behovet av ny kärnkraft. Chalmers, OX2 AB (OX2), Statkraft Sverige

AB (Statkraft), Svensk Solenergi, Svensk Vindenergi, Världsnaturfonden WWF och 100 % Förnybart bedömer också att man i första hand bör satsa på den snabba tekniska utvecklingen av förnybar energi, energieffektivisering och olika former av lagring.

Svensk Vindenergi framhåller att det sker en snabb teknikutveckling och utveckling av kraftsystemet och att frågan om ett system blir billigare med eller utan ny kärnkraft inte är tillräckligt utredd.

Bodecker Partners menar att även utbyggnad av kärnkraft riskerar att öka volatiliteten och antalet timmar med negativa marknadspriser.

Skälen för regeringens bedömning

Ett kraftigt ökat framtida elbehov ökar behovet av ny kärnkraft

Sveriges elsystem är i en internationell jämförelse säkert, kostnadseffektivt och miljömässigt hållbart, inte minst tack vara en hög andel planerbar elproduktion. Med planerbar produktion menas produktion som kan regleras på ett enkelt och förutbestämt sätt. Kraftslag som vattenkraft, kärnkraft och värmekraft anses vara planerbara eftersom eleffekten kan styras. Kraftslag som sol- och vindkraft anses inte vara lika planerbara eftersom mängden eleffekt bestäms av de aktuella väderförhållandena. Sveriges elsystem är också i princip fossilfritt och har ett energimässigt överskott som medfört att Sverige på årsbasis är en nettoexportör av el. Mot den bakgrunden har Sverige ett bra utgångsläge i den pågående elektrifieringen. Samtidigt står Sverige inför ett antal utmaningar som regeringen bedömer inte kan lösas utan investeringar i ny fossilfri planerbar elproduktion.

De flesta remissinstanser, bl.a. Svenskt Näringsliv och Skogen, Kemin,

Gruvorna och Stålet (SKGS), framför att en stabil, tillförlitlig och konkurrenskraftig elförsörjning är en förutsättning för klimatomställningen och den långsiktiga ekonomiska tillväxten i Sverige. En kraftig utbyggnad av elsystemet behövs för att nå klimatmålen och möjliggöra den gröna omställningen. I redovisningen av uppdraget (I2022/01060) till

Energimyndigheten, Energimarknadsinspektionen, Svenska kraftnät och Trafikverket om en myndighetsgemensam uppföljning av samhällets elektrifiering bedöms elbehovet per år ligga i intervallet 200–340 TWh 2045 (Myndighetsgemensam uppföljning av samhällets elektrifiering,

Energimyndigheten 2024). Det kan jämföras med dagens årliga elanvändning på ca 135 TWh. Scenarierna för elbehovet är en följd av den förväntade elektrifieringen i samhället och utvecklingen av svensk industri, som är av stor betydelse för klimatomställningen. Hur stor elanvändningen slutligen blir beror bl.a. på hur industrins omställning till fossilfri energi genomförs och omfattningen på etablering av ny industri som är beroende av fossilfri el. Detta beror i sin tur på tillgången till el till konkurrenskraftiga priser och möjligheten att ansluta ny förbrukning till elnäten.

De flesta remissinstanser, bl.a. Svenska kraftnät och Energimyndigheten, är överens om att det råder osäkerheter kring takten för framtidens ökning av elbehovet, men att en kraftigt ökad elektrifiering är trolig. Regeringen har i den energipolitiska inriktningspropositionen redovisat att den för närvarande ser att Sverige bör planera för att kunna möta ett elbehov om minst 300 TWh år 2045 (prop. 2023/24:105 s. 20). Möjligheten att få tillgång till en stabil och fossilfri elförsörjning i den omfattning som krävs för att möta industrins behov är för närvarande osäker och påverkar investeringarna i industrin negativt, bl.a. genom att vissa investeringar skjuts fram i tiden. Denna osäkerhet minskar med etablering av ny kärnkraft.

Internationella energibyrån (IEA) framhåller i rapporten The Path to a New Era on Nuclear Energy från 2025 att det finns ett globalt momentum för kärnkraft och att intresset är det största sedan oljekrisen på 1970-talet, med stöd för ny kärnkraft i 40 länder. Bakgrunden är elektrifieringen och stigande efterfrågan på el, där kärnkraft har flera fördelar som ren och planerbar elproduktion, med potential att minska utsläpp av växthusgaser, öka energisäkerhet och komplettera förnybar energi. Vid FN:s klimatkonventions 28:e partsmöte (COP 28) i Dubai 2023 kom 197 länder överens om behovet av omfattande och skyndsamma utsläppsminskningar och att vidta åtgärder i energisektorn, däribland en tredubbling av förnybar energi och fördubbling av energieffektivitet till 2030, samt att kärnkraftens utveckling ska accelereras tillsammans med andra låg- och nollutsläppstekniker. Vid ett sidoevent under COP28 stod dessutom ca 25 länder, däribland Sverige, bakom en deklaration om att tredubbla den globala kärnkraftskapaciteten till 2050. Vidare har IEA i rapporten Nuclear Power and Secure Energy Transitions från 2022 rekommenderat kärnkraftsnationer att bl.a. livstidsförlänga befintliga kärnkraftverk och att skapa finansiella ramverk för att underlätta investeringar i ny kärnkraft. IEA lyfter också fram en dubblering av kärnkraft till 2050 som en av fyra milstolpar i rapporten Net Zero Roadmap från 2023. Sammantaget har kärnkraftens betydelse för omställningen till nettonollutsläpp fått ökat gehör globalt.

Leveranssäkerheten i elsystemet behöver öka

Leveranssäkerhet kan delas in i tillräcklighet och driftsäkerhet. Begreppen definieras i europeiska regelverk. Med tillräcklighet avses förmågan till inmatning till ett område som ett svar på belastningen i detta område. Driftsäkerhet avser elsystemets förmåga att bibehålla ett normaldrifttillstånd eller återvända till ett normaldrifttillstånd så snart som möjligt. Dessa två delar har dessutom ett inbördes beroende. Leveranssäkerhets-

målet innebär att det svenska elsystemet ska ha förmågan att leverera el där efterfrågan finns, i rätt tid och i tillräcklig mängd, i den utsträckning det är samhällsekonomiskt effektivt. I ett leveranssäkert elsystem behöver både energin och effekten räcka till och elsystemet behöver ha förmågan att möta kraven om driftsäkerhet när nya elkonsumenter och elproducenter ansluts.

En trygg och robust energiförsörjning är en grundförutsättning för ett tryggt samhälle med hög elektrifieringsgrad, och tillförlitlig elförsörjning är en nödvändighet för totalförsvaret. Leveranssäkerhet handlar därmed även om störda förhållanden, att elförsörjning ska kunna upprätthållas i alla krisnivåer, inklusive höjd beredskap, samt att nödvändiga förmågor behöver finnas i samtliga fem systemdrifttillstånd (normaldrifttillstånd, skärpt drifttillstånd, nöddrifttillstånd, nätsammanbrott och återuppbyggnadstillstånd). Detta innefattar även tillräcklig regional förmåga till ö-drift och kapacitet för att snabbt återställa systemet efter ett nätsammanbrott. För att det svenska elsystemet ska ha nödvändiga förmågor i alla krisnivåer och systemdrifttillstånd behövs planerbar elproduktion. Enligt Svenska kraftnäts prognos i sin kraftbalansrapport från 2024 kommer vindkraften från 2025 att vara det kraftslag i Sverige med högst installerad kapacitet (18 000 MW). Regeringen menar att utifrån ett leveranssäkerhetsperspektiv blir det därmed allt viktigare att säkerställa en elproduktionsmix med tillräcklig mängd planerbar elproduktion. Svenska kraftnät anför i sitt remissvar att nya kärnkraftverk bör kunna användas i alla systemdrifttillstånd. Kärnkraft utgör en betydande del av den svenska elförsörjningen och bidrar med planerbarhet och stabilitet. Regeringen menar att ny kärnkraft skulle bidra ytterligare till nödvändiga förmågor i elsystemet.

Kärnkraft bidrar med viktiga förmågor och stödtjänster som bidrar till driftsäkerheten men som det inte utgår någon ersättning för, t.ex. rotationsenergi och spänningsreglering. I Svenska kraftnäts rapport Uppdrag att lämna förslag till norm för driftsäkerhet i fredstida normalläge (delrapportering 2, 2024-04-18) redogör affärsverket för att driftsäkerheten i det svenska överföringssystemet är hög men att tiden utanför normaldrift har ökat under de senaste åren. Affärsverket pekar på att det finns flera orsaker bakom utvecklingen men framför allt ökad väderberoende elproduktion, minskad planerbar och synkront ansluten elproduktion och en ökad integration på EU:s inre marknad för el. Detta har medfört utmaningar för driftplaneringen dels i form av ökad oförutsägbarhet, dels minskade möjligheter för produktionen att bidra med exempelvis spänningsreglering. Samtidigt förväntas svensk elförbrukning fördubblas till 2045 och en stor del av den framtida efterfrågan bedöms komma att mötas av ny väderberoende elproduktion. Affärsverket redogör vidare för en växande utmaning att upprätthålla driftsäkerheten utan att begränsa överföringskapacitet eller möjligheten till nya anslutningar.

Svenska kraftnät framför i rapporten Stärkt försörjningstrygghet i energisektorn (deluppdrag 3, 2023-12-29) att den geografiska placeringen av anläggningar är viktig för flera stabilitetsfenomen och som exempel nämns placering av ny kärnkraft. Vidare skriver Svenska kraftnät att dagens direktanslutna kärnkraft bidrar till god spänningsstabilitet i södra Sverige givet sin placering och anslutningspunkt till transmissionsnätet.

Regeringens bedömer att tillförande av mer planerbar och synkront ansluten elproduktion i form av kärnkraft skulle innebära ett viktigt bidrag

till en ökad driftsäkerhet. Vidare bör ny planerbar kraft, såsom kärnkraft, i södra Sverige medge ett ökat kapacitetsutnyttjande av befintliga kraftledningar.

Det svenska elsystemet har ökade utmaningar med tillräckligheten. Effektbalansen, dvs. skillnaden mellan produktion och förbrukning av el inom ett geografiskt område vid ett givet tillfälle har försämrats. Sedan 2020 har den förväntade nationella effektbalansen för en normalvinter varierat mellan ett underskott på 1 300 MWh/h och 1 700 MWh/h för den timme under året då efterfrågan på el är som högst (Kraftbalansen på den svenska elmarknaden, Svenska kraftnät 2024). Som jämförelse uppgick den förväntade nationella effektbalansen inför vintern 2013/14, då det totalt fanns tio reaktorer i drift i Sverige, till ett överskott på drygt 1 100 MWh/h (Kraftbalansen på den svenska elmarknaden vintrarna 2012/2013 och 2013/2014). Detta visar att Sverige är mer beroende av import av el under höglastsituationer, vilket vanligen infaller under kalla vinterdagar. Särskilt i södra Sverige är situationen försämrad. I en europeisk jämförelse från 2023 pekades elområde SE4 i södra Sverige ut som det elområde som har lägst tillgänglig installerad effekt i förhållande till topplasttimmen.

Den totala installerade elproduktionskapaciteten har ökat i Sverige under samma tid som effektbalansen har försämrats. Detta beror på att olika produktionsslag har olika höga tillgänglighetsfaktorer, dvs. hur stor del av den installerade effekten som förväntas kunna producera vid topplasttimmen. Mellan slutet av 2013 och slutet av 2023 har ca 4 000 MW planerbar elproduktion med hög tillgänglighet avvecklats i Sverige. Under samma tidsperiod har nästan 16 000 MW vind- och solkraft tillkommit. Elförbrukningen under topplasttimmen en normalvinter i Svenska kraftnäts prognoser har under perioden inte förändrats i någon större utsträckning. Det visar att ny elproduktion från framför allt vindkraft, som inte är planerbar, inte har kunnat kompensera för nedlagd produktion med hög tillgänglighet såsom kärnkraft och kraftvärme.

En försämrad nationell effektbalans indikerar att Sverige riskerar att få problem med resurstillräckligheten om det ökade behovet av el ska tillgodoses med väderberoende elproduktion. Olika kraftslag bidrar i olika omfattning till resurstillräckligheten, dvs. förmågan att tillgodose slutanvändarnas elbehov vid alla tidpunkter, vilket till skillnad från den tillgänglighetsfaktor som nämns ovan kan uttryckas i respektive kraftslags kapacitetsfaktor (eng. de-rating factor). Detta redovisar Svenska kraftnät i rapporten Stärkt försörjningstrygghet i energisektorn (deluppdrag 3, 2024). Där framgår att 1 000 MW tillkommande kärnkraft möjliggör anslutning till elnätet av 740 MW tillkommande elförbrukning med bibehållen resurstillräcklighet. Motsvarande resultat för 4 000 MW tillkommande landbaserad vindkraft är anslutning av 460 MW elförbrukning.

En slutsats från de scenarier som Svenska kraftnät använder i sin senaste långsiktiga marknadsanalys från 2024 (LMA) är att förbrukningsflexibilitet blir viktigt i alla scenarier till 2045, men särskilt i de två scenarierna med hög elektrifiering i samhället där det ena innehåller kärnkraft och det andra inte. Rapporten visar att det i de två scenarierna som inkluderar kärnkraft inte krävs en lika hög ökning av tillkommande flexibel användning för att nå den beslutade tillförlitlighetsnormen på en timme per år. I rapporten framgår även att behovet av utbyggd över-

föringskapacitet minskar med mer kärnkraft eftersom produktionen i högre grad förläggs närmare regioner och områden med hög elförbrukning. Svenska kraftnät pekar också på en stor ökning av behovet av reserver i scenariot med enbart utbyggnad av förnybar elproduktion.

Mot denna bakgrund anser regeringen att ny planerbar elproduktion behövs för att tillgodose framtidens elbehov med god leveranssäkerhet. Ny planerbar elproduktion möjliggör på ett effektivt sätt anslutning av ny industri genom att tillräckligheten i systemet ökar och bidrar samtidigt till ökad driftsäkerhet.

Överföringsförmågan i transmissionsnätet behöver öka och prisskillnader mellan svenska elområden minska

De förhållandevis långa avstånden mellan vattenkraftresurserna i norr och områden med högre elförbrukning i söder har starkt bidragit till hur Sveriges elsystem har utvecklats genom åren. Detta har medfört ett behov av att bygga ett starkt transmissionsnät i nord-sydlig riktning. När kärnkraften byggdes ut på 1970- och 1980-talen fördubblades elproduktionskapaciteten i Sverige. Alla kärnkraftverk placerades i närheten av förbrukningen i mellersta och södra Sverige. Samtidigt som sex av tolv storskaliga kärnkraftsreaktorer har avvecklats har elhandeln med våra grannländer ökat. Detta har bidragit till de periodvis höga elpriserna i södra Sverige när efterfrågan på el är stor, eller när den väderberoende elproduktionen är låg.

Utvecklingen, som har förstärkts av inflyttning till storstadsregionerna, har bidragit till att överföringsbegränsningar i transmissionsnätet oftare uppstår. Detta har blivit särskilt tydligt med ytterligare begränsningar av överföringskapacitet på grund av driftsäkerhetsskäl efter nedläggningen av reaktorerna Ringhals 1 och 2. Detta har bl.a. fått till följd att skillnader i elpriser mellan elområden inom landet uppstår allt oftare. Efter införandet av elområden i Sverige i slutet av 2011 var elpriserna relativt likvärdiga i alla elområden, med några undantag vid kortare tidsperioder, fram till hösten 2019. Efter det började priserna svagt skilja sig åt för att under sommaren och hösten 2021 markant gå isär. Under energikrisen 2022 och 2023 var det stora variationer i pris mellan elområdena. Under perioden varierade priserna inom elområdena också ofta kraftigt mellan dygnets timmar. Från mitten av 2023 är skillnaderna mindre men det är fortsatt tydligt att elområde SE3 och SE4 har generellt högre och mer varierande priser än elområde SE1 och SE2.

Den stora mängden vindkraft som byggts har även bidragit till ökad prisvolatilitet på elmarknaden. Prisvolatiliten innebär mindre förutsägbarhet om framtida elpriser och kan föra med sig negativa effekter för investeringar i elintensiv industri, för investeringar i nya elproduktionsanläggningar och för samhället i stort. En ökad prisvolatilitet och skillnad i elpriser mellan elområden ökar behovet av prissäkring hos marknadsaktörer samtidigt som detta blivit svårare. I promemorian beskrivs att en utbyggnad av väderberoende elproduktion minskar den genomsnittliga intjäningen för sådana kraftslag eftersom produktion från väderberoende kraftslag samvarierar och bidrar till lägre elpriser vid tidpunkter när de producerar el. Ett viktigt skäl för behovet av ny kärnkraft är att möta ett kraftigt ökat elbehov. Ny kärnkraft bör därmed byggas ut parallellt med att efterfrågan på el ökar. I motsats till Bodecker Partners bedömer

regeringen därför att det är låg risk att antalet timmar med negativa elpriser skulle öka till följd av ny kärnkraft. När det gäller förändring av prisvolatilitet måste påverkan av ny kärnkraft jämföras med utbyggnad av annan elproduktion. Av promemorian framgår att det är svårt att avgöra den långsiktiga effekten av ny kärnkraft på elpriserna jämfört med ett mer vindkraftsdominerat elsystem, men att en genomgång av studier som simulerar den framtida prisutvecklingen entydigt visar att ny kärnkraft ger lägre prisvolatilitet.

Mot denna bakgrund bedömer regeringen att ny kärnkraft på lämpliga platser behövs för att öka överföringsförmågan i transmissionsnätet och minska prisskillnaderna mellan de svenska elområdena. Ny kärnkraft med låga kortsiktiga marginalkostnader bidrar också generellt till konkurrenskraftiga elpriser för elkunderna.

Teknikutveckling och alternativ till kärnkraft

En stor andel av den planerbara elproduktionen i Sverige utgörs av kärnkraft, vattenkraft och kraftvärme. Både vattenkraft och kraftvärme har potential att bidra ytterligare till elsystemet, exempelvis genom ökad effekt och reglerförmåga. Ingen av dessa kraftslag bedöms däremot kunna byggas ut i en omfattning som kan möta det behov av planerbar elproduktion som förutses. I andra länder i EU utgörs den planerbara elproduktionen i stor utsträckning av kol- eller gaskraftverk. En utbyggnad av sådan planerbar elproduktion är inte förenlig med vare sig EU:s eller Sveriges miljö- och klimatmål.

Flera remissinstanser, däribland Chalmers och Svensk vindenergi, menar att det är mer prioriterat att satsa på teknikutveckling av förnybar energi och lagring än att stödja ny kärnkraft. Regeringen delar uppfattningen att den snabba teknikutvecklingen inom dessa områden är viktig och att ny teknik kommer att behövas i elsystemet. Regeringen framhåller i energiforskningspropositionen att forskning och innovation på energiområdet bör omfatta produktion, distribution, lagring och användning av energi i hela samhället. Vidare anges i samma proposition att det behövs en ökad satsning på utvecklingen av strategiskt viktiga tekniker och då särskilt, vid sidan av kärnkraft, batterier och vätgas samt deras värdekedjor (prop. 2024/25:72 s. 35 och 40).

Svenska kraftnät anger i sin systemutvecklingsplan 2022–2031 från 2021 att utifrån ett helhetsperspektiv för kraftsystemet blir flexibel elanvändning, lagring och lagring i kombination med icke-planerbar elproduktion inte tillräckligt för att klara omställningen av kraftsystemet. Ett tillskott av planerbar elproduktion kommer att behövas. Regeringen bedömer att det finns ett behov av ytterligare teknikutveckling innan intermittent väderberoende elproduktion kombinerat med energilagring som exempelvis batterier eller vätgas bedöms kunna producera el i en kraftigt ökad omfattning som tillgodoser kraven på leveranssäkerhet. Regeringen anser inte, i motsats till flera remissinstanser såsom IFN och

Konjunkturinstitutet, att beslut om stöd för ny kärnkraft bör invänta en samhällsekonomisk analys av om kärnkraften är det mest kostnadseffektiva alternativet. Prognoser och analyser kan inte med säkerhet säga hur utvecklingen av ny teknik inom energiområdet kommer se ut på lång sikt. Valet mellan en utbyggnad av enbart vind- och solkraft kombinerat

med ny lagringsteknik och en utbyggnad där också ny kärnkraft tillkommer handlar om att väga olika risker mot varandra. För att säkerställa förutsättningar för en nödvändig utbyggnad av elsystemet bedömer regeringen att det är motiverat att skyndsamt verka för en utbyggnad av ny kärnkraft. Elbehovet till följd av industrins och transportsektorns omställning till fossilfri energi bedöms samtidigt vara så stort att det också är nödvändigt att fortsätta en teknikutveckling som gör det möjligt för andra kraftslag att kunna erbjuda de förmågor som krävs för att ansluta stora mängder ny elförbrukning på ett leveranssäkert sätt.

Hänvisningar till S4-1

4.2. Behovet av statligt stöd

Regeringens bedömning: För att få till stånd investeringar i nya kärnkraftsreaktorer med en rimlig kostnad för att producera el behövs ett särskilt anpassat stöd som riktar in sig på de risker som omgärdar investeringar i ny kärnkraft.

Promemorians förslag överensstämmer i huvudsak med regeringens bedömning. Promemorian innehåller inget förslag om behovet av ett särskilt anpassat stöd men det förs fram att ett viktigt kriterium i utformningen av förslaget har varit att sänka produktionskostnaden för ny kärnkraft och att det förutsätter riskdelning i ett kärnkraftsprojekts olika faser.

Remissinstanserna: Flera remissinstanser, bl.a. Vattenfall, Fortum,

SKGS, Skogsföretagen, Svenskt Näringsliv och Teknikföretagen menar att statligt stöd är en förutsättning för att få till stånd investeringar i ny kärnkraft. Fortum menar att en riktad energipolitik, där olika kraftslag får stöd utifrån sina specifika utmaningar, är den snabbaste och mest kostnadseffektiva vägen framåt. Vattenfall anser att staten har en tydlig roll för att adressera de specifika risker som kommer med ett kärnkraftsprojekt. Svenskt Näringsliv, SKGS och Teknikföretagen lyfter att kärnkraftsprojekt är förknippade med särskild politisk risk som behöver hanteras. Andra remissinstanser, däribland Energimyndigheten, Energimarknadsinspektionen, Ellevio, E.ON, Företagarna, Göteborg energi, Svenska kraftnät och Svensk vindenergi, förordar teknikneutralitet och att stöd bör premiera förmågor snarare än enskilda kraftslag. Skellefteå kraft förordar teknikneutrala spelregler som stödjer alla fossilfria kraftslags framväxt. Energimarknadsinspektionen och Luleå tekniska universitet (LTU) menar att mer analys krävs för att bedöma om det föreslagna stödet till kärnkraft är samhällsekonomiskt mer effektivt än alternativa lösningar.

Skälen för regeringens bedömning

Stora osäkerheter leder till höga riskpremier

Kärnkraft kännetecknas av höga konstruktionskostnader och långa byggtider. Det tar lång tid från byggstart till dess att intäkter genereras från försäljning av el. Ett kärnkraftsprojekts kassaflöden ger därför upphov till ett stort finansieringsbehov för att överbrygga tidsförskjutningen mellan kostnader och intäkter. Vidare är kärnkraftsinvesteringar förknippade med ett antal i viss mån unika risker. I promemorian anges konstruktionsrisker,

marknadsrisker samt politiska och regulatoriska risker som särskilt viktiga. Med konstruktionsrisk avses risken för kostnads- och tidsöverskridanden. Med marknadsrisk avses den osäkerhet som råder om elmarknadens framtida prisnivåer. Regulatoriska risker är exempelvis otydliga eller förändrade säkerhetskrav och politiska risker avser de politiska beslut som kan förändra kärnkraftens förutsättningar. Osäkerhet kring möjligheten att realisera skalfördelar, s.k. programrisk, bedöms också vara en viktig del av riskbilden, i synnerhet för de aktörer som investerar i de första projekten. Av särskild vikt för programrisken är osäkerheter om möjligheten att dela på de fasta kostnaderna för ett nytt kärnavfallsprogram. Regeringen delar den riskbild som redovisas i promemorian.

En kommersiell aktörs beslut att investera i ett projekt baseras på en bedömning av projektets framtida kassaflöden och den bedömda osäkerheten om huruvida de kommer att falla ut som förväntat. Kostnader och intäkter över de långa tidshorisonter som ett kärnkraftsprojekt stäcker sig är svårprognostiserade av flera skäl. Senast en ny reaktor färdigställdes i Sverige var 1985, vilket innebär att skattningar av kostnader i hög grad behöver baseras på projekt i andra länder. Informationsvärdet från tidigare projektutfall är begränsat dels till följd av bristande jämförbarhet med andra länders regulativa miljö, dels för att prisutvecklingen på kärnkraftens insatsvaror ökat på senare tid. Flera sentida kärnkraftsprojekt har upplevt stora tids- och kostnadsöverskridanden även om det finns exempel på framgångsrika projekt, i synnerhet när flera reaktorer av samma design byggts i serie. Sammantaget tar sig ovan nämnda osäkerheter uttryck i att investerare i ny kärnkraft kräver en betydande riskpremie.

Effektivitetsskäl för stöd till ny kärnkraft

I en väl fungerande marknadsekonomi kan företag antas fatta beslut som är väl avvägda inte bara ur deras egna perspektiv utan även ur samhällets perspektiv. Det finns dock förhållanden som kan innebära att det uppstår en diskrepans mellan den företagsekonomiska investeringskalkylen för ny kärnkraft och den samhällsekonomiska motsvarigheten. Det kan därför finnas effektivitetsskäl för att stödja investeringar i kärnkraft.

Finansmarknader är bra på att prissätta och allokera kalkylerbara risker men kan komma att kräva höga riskpremier när det handlar om risker som inte enkelt låter sig beräknas, eller är mycket kostsamma att beräkna och därför är svåra att diversifiera bort. Utan riskdelning eller möjlighet till diversifiering koncentreras risken till en eller ett fåtal aktörer. Storleken på investeringen kan innebära ett åtagande som är alltför omfattande för ägarbolaget att bära ensamt och att investeringar därför uteblir. Det finns existerande marknader för att försäkra sig mot vissa av dessa risker, exempelvis genom prissäkringsavtal mellan privata aktörer, men den som investerar i ny kärnkraft har inte vid tillfället för investeringsbesluten möjlighet att teckna sådana avtal med tillräckligt lång löptid till villkor som gör investeringen lönsam.

Vidare kan aktörer som utvecklar, designar eller bygger nya kärnkraftsanläggningar väntas generera erfarenheter som gör det lättare och mindre kostsamt att bygga nästa anläggning. Den kunskap som ett företag genererar kan komma andra aktörer till del, vilket ur ett samhälleligt

perspektiv är positivt. Samtidigt innebär sådant kunskapsläckage att företaget inte kan kapitalisera hela värdet av sina ansträngningar och att den privata avkastningen av investeringen därmed blir lägre än samhällets. För att det ur samhällets perspektiv inte ska bli för lite av kunskapsgenererande aktiviteter kan statliga insatser vara motiverade. Patentlagstiftning, stöd till forskning och utveckling eller investeringsstöd är traditionella instrument för att hantera vissa delar av detta problem. De senaste 20 åren har många EU-länder även använt s.k. feed-in-tariffer eller gröna certifikat för att öka mängden förnybar elproduktion, bl.a. i syfte att främja utvecklingen av solkraft och vindkraft. På motsvarande sätt kan det vara motiverat att även ge ett särskilt stöd till de första investeringarna i ny kärnkraft.

Även om konventionell kärnkraft är beprövad teknik har den politiska inriktningen i Sverige under lång tid varit drift och avveckling av befintlig kärnkraft snarare än att främja nyinvesteringar. Det har under perioder funnits direkta hinder såsom förbud mot att uppföra eller förbereda uppförandet av kärnkraftsreaktorer, begränsningar av antalet reaktorer som får byggas och på vilka platser de får lokaliseras. Detta har inskränkt drivkrafterna och möjligheterna till utveckling av ny kärnkraft och bidragit till en brist på kvalificerad personal hos myndigheter och företag. Återetableringen av kompetenser och leverantörskedjor som krävs för ett nytt kärnkraftsprogram förväntas innebära extra kostnader för de första aktörer som investerar i ny kärnkraft.

Den långa investeringshorisonten för kärnkraft innebär en större risk för att regelverk och andra politiskt beslutade förutsättningar ändras. Statlig finansiering av ny kärnkraft är ett tydligt ställningstagande för en fortsatt elektrifiering av industri och transporter, och minskar den politiska risken. Som anges i avsnitt 4.1 finns alternativa utvecklingsvägar som på längre sikt kan möjliggöra en ökad elanvändning för elektrifiering av industri och transporter utan samma andel planerbar kraft som i dag, genom utveckling av exempelvis storskalig lagringsteknik. Osäkerhet om teknikutvecklingen kan antas minska investeringsviljan hos privata investerare. Ett statligt stöd som kompenserar för denna osäkerhet i marknaden innebär en riskspridning ur ett samhällsperspektiv. I ett scenario utan ny planerbar elproduktion, där tekniken för lagring och flexibilitet samtidigt inte utvecklas på det sätt som vissa i branschen bedömer, äventyras omställningen av industri och transporter.

Slutligen bidrar kärnkraftsreaktorer med väsentliga systemnyttor som det inte utgår någon ersättning för. Detta avser t.ex. spänningshållning, frekvensstabilitet och marknadstilldelad överföringskapacitet mellan elområden.

Behov av ett särskilt anpassat stöd för kärnkraft

Ett kriterium för utformningen av den finansierings- och riskdelningsmodell som föreslås i promemorian har varit att bidra till att kostnaden för att producera el blir låg i förhållande till investeringskostnaden för ny kärnkraft. Här behöver en åtskillnad göras mellan å ena sidan rena byggkostnader och å andra sidan de finansiella merkostnader som följer av riskpremier som speglar osäkerhet kring investeringskalkylen, men även det faktum att kassaflödet i projektet under byggfasen är uteslutande

negativt. Lång tidsutdräkt för byggandet innebär att dyrare finansiering också ger upphov till en betydande ränta-på-ränta-effekt. En modell för finansiering och riskdelning kan inte påverka rena byggkostnader, som avgörs i förhandlingar mellan leverantörer och beställare på en internationell marknad. Däremot kan en väl utformad modell för finansiering och riskdelning påverka finansieringskostnaden, som i ett kärnkraftsprojekt utan riskdelning kan utgöra uppemot två tredjedelar av den totala kostnaden för att producera kärnkraftsel. Olika europeiska länder har gjort skilda vägval kring hur kärnkraften ska finansieras och hur risker i ett projekt ska fördelas mellan elproducenter, elkonsumenter och staten. Gemensamt är att stöden utformats utifrån de specifika utmaningar som kärnkraften möter. Regeringen bedömer det som ändamålsenligt att utforma stöd till de kraftslag som kan erbjuda de eftersökta förmågor, som leveranssäkerhet m.m. (se avsnitt 4.1), som behöver tillföras för ett fungerande elsystem utifrån respektive kraftslags behov. Risken med en teknikneutral ansats är att stödet inte löser något kraftslags särskilda utmaningar på ett tillfredställande sätt och att investeringar därför uteblir, eller att stödet inte blir effektivt. Vad gäller prissäkringsavtal menar regeringen att det i praktiken inte är möjligt att utforma ett enda stödsystem med prissäkringsavtal på ett teknikneutralt sätt på grund av att kontrakten i princip behöver skräddarsys för de enskilda kraftslagens behov av prissäkring.

För att få till stånd investeringar i nya kärnkraftsreaktorer med en rimlig kostnad för att producera el bedömer regeringen, i likhet med bl.a.

Vattenfall och SKGS och till skillnad från bl.a. Energimyndigheten och E.ON, att det behövs ett särskilt anpassat stöd som adresserar de risker som omgärdar investeringar i ny kärnkraft.

Hänvisningar till S4-2

5. Statligt stöd för investeringar i ny kärnkraft

Hänvisningar till S5

  • Prop. 2024/25:150: Avsnitt 8.1

5.1. Stöd lämnas genom lån och dubbelriktade differenskontrakt

Regeringens förslag: Stöd får lämnas i form av statliga lån och dubbelriktade differenskontrakt.

Stödet ska utformas på ett sätt som ger incitament till ett effektivt resursutnyttjande vid uppförande, innehav och drift av nya kärnkraftsreaktorer. Stödet ska också utformas så att det sker en väl avvägd fördelning av risker och vinster mellan staten och det företag som får stöd.

Stöd ska förenas med villkor som regleras genom avtal mellan staten och det företag som får stöd.

Villkoren ska utformas med hänsyn till – statens risk, – statens möjlighet att tillvarata sin rätt, och – statens behov av kontroll och uppföljning.

Promemorians förslag överensstämmer delvis med regeringens.

Promemorians lagförslag innehåller inte bestämmelser om hur stödet ska utformas eller om att villkoren för stödet ska regleras genom avtal mellan staten och det företag som får stöd. Den modell för stödet som föreslås i promemorian innebär emellertid att avtal ingås mellan staten och företaget.

Remissinstanserna: Fortum anser att förslaget principiellt täcker de flesta större risker ur investerarens perspektiv men att detaljer och parametervärden blir avgörande. Uniper bedömer att den föreslagna modellen i grunden är ändamålsenlig och att den, givet väl avvägda parametrar, kan skapa goda möjligheter att investera i kärnkraft. Vattenfall anser att modellens komponenter på ett principiellt plan är acceptabla men framför att det kvarstår arbete i att vidareutveckla modellens olika parametrar eftersom de måste sättas och bedömas som en helhet baserade på förväntade kostnader, vilket bör göras i ett senare skede i projektutvecklingsfasen. Vidare ser Vattenfall behov av ytterligare åtgärder för att hantera programrisk och regulatorisk risk. Flera remissinstanser kommenterar de föreslagna parametervärdena, där Konjunkturinstitutet och

Riksgäldskontoret menar att den förväntade avkastningen med de föreslagna parametrarna framstår som hög medan Energimarknadsinspektionen anser att det är osäkert om den föreslagna stödnivån kommer att vara tillräcklig. Svenskt Näringsliv anser att den förslagna modellen erbjuder en fördel i att en liknande modell fått statsstödsgodkännande sedan tidigare. Upphandlingsmyndigheten förordar flexibilitet i utformningen av regelverket för att kunna anpassa föreslaget till Europeiska kommissionens krav på statsstöd.

Energimyndigheten menar att det i syfte att främja konkurrensutsättningen bör bortses från de föreslagna parametervärdena och fokus i stället bör ligga på det modelltekniska ramverket. Riksgäldskontoret föreslår att villkoren i största möjliga utsträckning regleras i författning snarare än att lämnas till förhandlingar.

Skälen för regeringens förslag

Stöd lämnas genom statliga lån och dubbelriktade differenskontrakt

Som redogörs för i promemorian är investeringar i kärnkraft förknippade med ekonomiska risker som leder till höga avkastningskrav från privata investerare. Genom att staten medfinansierar och tar på sig risk i ett projekt sjunker finansieringskostnaden, vilket är en förutsättning för att kunna få till stånd investeringar i ny kärnkraft som kan leverera el till en rimlig kostnad för elkonsumenter.

Promemorians förslag på finansierings- och riskdelningsmodell innehåller tre komponenter för att hantera de viktigaste riskerna vid investeringar i ny kärnkraft: statliga lån, ett dubbelriktat differenskontrakt samt en risk- och vinstdelningsmekanism. Den sistnämnda komponenten verkar genom förändrade villkor för de statliga lånen och differenskontraktet och är således knuten till de två stödkomponenterna (se avsnitt 5.2).

Statliga lån och dubbelriktade differenskontrakt syftar till att bidra med finansiellt stöd i olika skeden av ett projekt. Innan reaktorn är i drift har företaget som får stöd, i det följande benämnt projektbolaget, inga intäkter från försäljning av el vilket innebär att investeringskostnaderna behöver

finansieras med lån och tillskott av eget kapital. När kärnkraftsreaktorn tas i drift får projektbolaget marknadsintäkter som t.ex. kan användas för att täcka driftkostnader, amortera på de statliga lånen och ge en utdelning till projektbolagets ägare. Lånen syftar alltså till att lämna stöd för investeringskostnaderna medan differenskontrakten säkerställer en lägsta ersättning till projektbolaget under den kommersiella driften av reaktorerna och återför eventuella övervinster till staten.

Flertalet av de remissinstanser som anser att ett särskilt stöd bör riktas till kärnkraftsinvesteringar, bl.a. Fortum och Uniper, menar att den föreslagna modellen principiellt hanterar de viktigaste riskerna i ett kärnkraftsprojekt. Vissa remissinstanser, som t.ex. Vattenfall, menar att det finns behov av kompletterande åtgärder för risker såsom regulatorisk risk och programrisk. Regeringen anser att merparten av de kompletteringar som remissinstanserna efterfrågar vid behov kan hanteras genom anpassningar av villkoren för låneavtal och differenskontrakt. Vidare pågår utredningar för att adressera risker som inte fullt ut hanteras av den föreslagna modellen. Ett sådant exempel är det uppdrag som regeringen gett till Riksgäldskontoret (KN2024/01812) avseende finansieringen av omhändertagande av kärnavfallet för de första investeringarna i syfte att hantera programrisken.

Mot denna bakgrund anser regeringen att stöd bör få lämnas genom dels statlig utlåning som finansieras med lån i Riksgäldskontoret, dels dubbelriktade differenskontrakt.

Incitament för effektivt resursutnyttjande och en väl avvägd fördelning av risker och vinster

Regeringen delar bedömningen i promemorian att incitament för ekonomisk effektivitet och en rimlig fördelning av risker är av stor vikt vid utformningen av stödet givet det omfattande åtagande som stödet innebär för staten. Stödet har därför utarbetats med dessa kriterier i åtanke. Som framgår av promemorian och som flera remissinstanser påpekar är det ytterst den närmare utformningen av stödet och parametervärden som kommer att vara avgörande. Exempelvis innebär inte statliga lån i sig ett stort risktagande för staten, men kan göra det om andelen eget kapital är för låg. Ett differenskontrakt kan störa projektbolagets incitament att svara mot marknadens prissignaler, men sådana effekter dämpas om det utformas på rätt sätt. Flera remissinstanser, bl.a. Konjunkturinstitutet, har synpunkter på de parametervärden som föreslås i promemorian och när de bör fastställas. De föreslagna parametervärdena i promemorian är, som bl.a. Energimarknadsinspektionen påpekar, baserade på antaganden som är förknippade med stor osäkerhet, inte minst avseende kostnader för uppförandet. Som konstateras i promemorian behöver parametrarna i förslaget anpassas om antagandena som ligger till grund för dem förändras, exempelvis om uppförande- eller driftkostnader visar sig vara högre än vad som antas i promemorian. Vidare förordas i promemorian, liksom av Upphandlingsmyndigheten, en flexibilitet i utformningen av regelverket för att vid behov kunna anpassa stödet för att få statsstödsgodkännande, vilket Europeiska kommissionen prövar för det enskilda fallet vad gäller kärnkraftsprojekt. Av dessa skäl anser regeringen, till

skillnad från exempelvis Riksgäldskontoret, att det inte är lämpligt att reglera villkor och parametervärden i författning.

För att ge tydlighet kring hur stödet kommer att utformas bedömer regeringen att vissa grundläggande principer bör fastställas i lag. Det handlar om att utformningen bör värna incitamenten att vara resurseffektiv, vilket bl.a. kan påverkas av andelen eget kapital och möjligheten att påverka avkastningen. Det handlar även om att utforma stödet så att det ger en balans mellan projektbolagets behov och dess möjligheter att generera en rimlig avkastning respektive statens risktagande och möjlighet att begränsa utrymmet för övervinster. Regeringen föreslår därför att stödet ska utformas så att det ger incitament till ett effektivt resursutnyttjande och så att det sker en väl avvägd fördelning av risker och vinster mellan staten och projektbolaget.

Stödet förenas med villkor som regleras i avtal

Det statliga stöd som utgår för investeringar i ny kärnkraft kommer att lämnas genom att staten ställer ut lån till och ingår dubbelriktade differenskontrakt med projektbolag. Villkoren för lånen och de dubbelriktade differenskontrakten bör regleras i civilrättsliga avtal mellan staten och projektbolaget. Villkoren utformas efter en förhandling mellan parterna. Vissa grundläggande intressen bör emellertid alltid beaktas. Stödet innebär att staten tar en risk. Denna risk bör vägas mot samhällets behov av investeringen och företagets förmåga att genomföra densamma. Det bedömda behovet av effekt kan ha betydelse för vilken storlek projektet bör ha. Vidare kan valet av reaktorteknik ha betydelse för bedömning av genomförbarhet och tillförlitlighet i drift, t.ex. om det är storskaliga reaktorer eller SMR-reaktorer samt om det är lättvattenteknik eller ny teknik. Staten behöver ha möjlighet att exempelvis kräva återbetalning av lån om de medel som lånas ut används för annat än de ändamål som anges i låneavtalet eller om projektbolaget inte uppfyller villkoren i övrigt i avtalen. Projektbolaget bör ha en upplysningsskyldighet och avtalen behöver även i övrigt säkerställa att fullföljandet av avtalen kan kontrolleras. I bl.a. förordningen (2011:211) om utlåning och garantier finns bestämmelser om villkoren för statliga lån och garantier, den s.k. garanti- och utlåningsmodellen, som kan tjäna som förebild för vissa villkor som stöd till investeringar i ny kärnkraft bör förenas med. Regeringen anser mot denna bakgrund att det bör regleras att villkoren i avtalen ska utformas med hänsyn till statens risk, statens möjlighet att tillvarata sin rätt och statens behov av kontroll och uppföljning. Därutöver kan stödets utformning, som kommer till uttryck genom villkoren i avtalen, ta hänsyn till en rad andra intressen, exempelvis att säkerställa ändamålsenlighet i förhållande till elsystemets behov och elektrifieringen av samhället samt att undvika att säkerhetspolitiska risker uppkommer.

Hänvisningar till S5-1

5.1.1. Statliga lån

Regeringens förslag: Statliga lån får lämnas för uppförande och provdrift av nya kärnkraftsreaktorer samt för projektering och andra förberedande åtgärder inför uppförandet.

Regeringens bedömning: Villkoren för de statliga lånen bör som utgångspunkt utformas på följande sätt: – En låneram som inkluderar förväntade upplupna räntekostnader till

dess att reaktorn tas i rutinmässig drift och en buffert för kostnadsöverskridanden ställs ut till det stödmottagande företaget. – Andelen lånat kapital bestäms till en nivå som innebär att aktie-

ägarnas incitament att uppnå ett effektivt resursutnyttjande och begränsat risktagande bibehålls samtidigt som finansieringskostnaden blir tillräckligt låg för att investeringar ska komma till stånd. – Räntan på de statliga lånen subventioneras jämfört med statens

förväntade kostnad. – Lånevillkoren anpassas för att ge incitament att ersätta de statliga

lånen med privata lån tidigare än den förväntade drifttiden och tar hänsyn till företagets förutsättningar att få marknadsfinansiering till rimliga villkor. – Lånen betalas ut i takt med att företagets utgifter uppstår. – Lånen betalas tillbaka inom den förväntade drifttiden. – Företaget som tar emot lånen får inte göra värdeöverföringar eller

ge rörlig ersättning till ledande befattningshavare i företaget innan kärnkraftsreaktorn är i rutinmässig drift. – Regelbundna uppföljningar görs av hur de utlånade beloppen an-

vänds.

Promemorians förslag överensstämmer delvis med regeringens förslag och bedömning. Lagförslaget i promemorian innehåller en upplysning om budgetlagens bestämmelser om ränta och avgifter för lån. Lagförslaget anger inte vad lånen får användas till. Promemorians övriga förslag om statliga lån utgår från samma principer men innehåller en mer detaljerad och parametersatt utformning av lånevillkoren. Vidare är förbudet mot vinstuttag i promemorian knutet till risk- och vinstdelningsmekanismen.

Remissinstanserna: Flera remissinstanser, bl.a.Energiföretagen,

SKGS, Svenskt Näringsliv, Teknikföretagen och LO är positiva till att statliga lån används för att sänka finansieringskostnaden, varav vissa har synpunkter på utformningen. LTU är positivt till att det utlånade beloppet inte kan användas för vinstuttag eller bonusprogram innan den första värderingen av företaget gjorts.

Vattenfall AB bedömer att det blir utmanande att finansiera ett projekt utan en övre gräns för eget kapital, att utdelningsrestriktioner under driftfasen kan ge en ineffektiv kapitalallokering och betonar vikten av förutsägbara kommersiella lånevillkor efter driftstart. Vattenfall framför också att kostnader för projektutveckling fram till dess tillstånd fås, såsom detaljkonstruktion av anläggningsplatsen, detaljplanering av byggprojektet samt lokala anpassningar av anläggningen till svenska förhållanden, inte adresseras i den föreslagna modellen. Blykalla AB menar att bränslekostnaden bör klassificeras som en byggkostnad och därför kunna lånefinansieras. Rolls-Royce SMR anser att räntan på de statliga lånen inte bör

höjas förrän alla reaktorer i ett projekt tagits i drift och att låneutbetalningar bör kunna kopplas till framsteg i fabrikstillverkningen. IFN är kritiskt mot att räntan subventioneras och menar att räntan bör bestämmas till en marknadsmässig nivå för att undvika samhällsekonomiskt olönsamma projekt eller att kapitalet används på ett ineffektivt sätt. Riksgäldskontoret anser att regeringen bör överväga att slå fast en kortare återbetalningstid än den förväntade drifttiden, ge starkare incitament att ersätta statliga lån med marknadsfinansiering samt att villkor för förtidslösen av lån bör förtydligas.

Skälen för regeringens förslag och bedömning

Lån får beviljas för investeringskostnader för nya kärnkraftsreaktorer

Innan rutinmässig drift är osäkerheten kring projektets framtida lönsamhet särskilt stor och privata långivare kräver därför en betydande riskpremie. Regeringen bedömer, i likhet med promemorian, att det inte går att få lönsamhet i svenska kärnkraftsprojekt utan att sänka finansieringskostnaden under investeringsfasen jämfört med den som kan fås med marknadsfinansiering. Statliga lån sänker finansieringskostnaden, och därmed produktionskostnaden för kärnkraftsel, på två huvudsakliga sätt. Dels möjliggör statliga lån en kapitalstruktur med en högre andel lånat kapital än vad som kan fås på marknadsvillkor under investeringsfasen, dels kan staten erbjuda en lägre ränta än marknaden. Genom att lånen ställs ut till ett projektbolag som är skilt från ägarbolagens övriga verksamhet minskar även avkastningskraven från ägarna på projektbolaget eftersom ägarna bara riskerar investerat eget kapital.

Promemorian håller sig på en övergripande nivå gällande vad lånen får användas till, dvs. till investeringar i ny kärnkraft. För att tydligare definiera vad lånen får användas till bör investeringskostnaderna delas in i projektets olika faser. Vägledning kan hämtas från lagen (1984:3) om kärnteknisk verksamhet (kärntekniklagen) som använder begreppen uppförande, innehav och drift. I förarbetena till kärntekniklagen görs även en indelning av begreppet drift i provdrift respektive rutinmässig drift för att beskriva de olika stegen i tillståndsprocessen. Detta har även varit praxis i Sverige vid uppförande och idrifttagning av kärntekniska anläggningar, och tillämpas dessutom internationellt. Regeringen beslutar om tillstånd till uppförande, innehav och drift men därefter följer en stegvis prövning av Strålsäkerhetsmyndigheten som innebär att det faktiska uppförandet inte får påbörjas förrän Strålsäkerhetsmyndigheten har medgivit det. Vidare krävs medgivanden från Strålsäkerhetsmyndigheten innan reaktorn tas i provdrift respektive i rutinmässig drift. Begreppet uppförande tar sikte på själva byggnationen av reaktorn efter det att tillstånd fåtts enligt kärntekniklagen och Strålsäkerhetsmyndigheten har gett sitt godkännande. Provdrift är den fas i etableringen av en ny kärnkraftsreaktor när reaktorn laddas med kärnbränsle och testkörs. Den har då ännu inte fått alla nödvändiga tillstånd från Strålsäkerhetsmyndigheten för att kunna drivas enligt sin fulla kapacitet. Först när reaktorn genomfört provdriften med godkända resultat kan Strålsäkerhetsmyndigheten godkänna att den tas i rutinmässig drift, dvs. full effekt (prop. 1983/84:60 s. 194–196). Regeringen anser att eftersom det är först vid rutinmässig drift som reaktorn tillåts verka på ett sätt som gör det möjligt att generera intäkter

motsvarande dess fulla kapacitet bör investeringsfasen anses omfatta även provdriften. Blykalla lyfter att vissa reaktortyper förutsätter att bränsle för hela reaktorns drifttid laddas i reaktorn redan i provdriftfasen och att hela denna kostnad bör kunna lånefinansieras. Regeringen anser att det kärnbränsle som behöver tillföras för att genomföra provdriften bör anses höra till investeringskostnaden. Om detta för vissa reaktortyper med nödvändighet innebär att bränsle för hela drifttiden behöver tillföras innan reaktorn genererar intäkter kan det vara rimligt med en lånefinansiering av kostnaden.

Utöver investeringskostnader under uppförande och provdrift kan ett företag som investerar i ny kärnkraft förväntas ha omfattande kostnader även innan uppförandet påbörjas, vilket Vattenfall framför. Det handlar om kostnader för projektering och andra förberedande åtgärder. Det är sådana åtgärder som krävs på platsen innan uppförandet av reaktorn kan påbörjas samt förberedelser kopplade till beställning och tillverkning av komponenter hos leverantörer. Exempel på åtgärder är markförberedande åtgärder som sprängning och schaktarbeten, ledningsdragning för el, etablering av nödvändig infrastruktur på platsen för byggnationen samt logistik och transport för de åtgärderna. Andra exempel är utrednings- och förberedelsearbeten inför uppförandet av reaktorn, t.ex. detaljkonstruktion och anpassningar av den valda reaktormodellen samt planering och logistik inför byggnationen av reaktorn. Investeringsfasen bör därför anses omfatta även sådana förberedande åtgärder.

Regeringen anser att lån bör få lämnas för de olika delar som ingår i investeringsfasen innan dess att reaktorn kan generera tillräckliga intäkter från försäljning av el för att finansiera projektbolagets kostnader. Detta bör omfatta kostnader för projektering och andra förberedande åtgärder som uppstått från tidpunkten då projektbolaget ansökt om stöd. Det innebär att dessa kostnader initialt finansernas med tillskott av eget kapital men, vid ett beslut om att lämna stöd, beaktas genom att projektbolagets ägare i senare skede behöver skjuta till mindre eget kapital för att uppnå en given fördelning mellan lånat och eget kapital.

Mot denna bakgrund föreslår regeringen att det uttryckligen regleras att lån får lämnas för uppförande och provdrift av nya kärnkraftsreaktorer samt för projektering och andra förberedande åtgärder inför uppförandet.

Låneramen innehåller utrymme för räntekostnader och kostnadsökningar

Efter inhämtande av bemyndigande från riksdagen och i samband med att stöd beviljas bör regeringen besluta om att ställa ut en låneram till projektbolaget i Riksgäldskontoret för ändamålet och upp till ett maximalt belopp. Inom denna låneram tar projektbolaget upp lån i takt med att behov uppstår att finansiera investeringskostnader i projektet. Ränta betalas endast på den andel av låneramen som nyttjas.

Fram till dess att reaktorn tas i drift genererar projektbolaget inga intäkter. För att minska kassaflödespåverkan för ägarna till projektbolaget bedömer regeringen, i likhet med promemorian, att ränta inte bör betalas under investeringsfasen, utan i stället ackumuleras och läggas till lånebeloppet. Vidare delar regeringen bedömningen i promemorian att en nödvändig förutsättning för att attrahera investerare är att projektbolaget garanteras finansiering till förutsägbara villkor även i scenarier då

projektet går över budget. Vattenfall framför att förslaget i promemorian där ett tak för modellen bestäms till en nivå motsvarande 100 procent kostnadsöverskridande inte är tillräckligt, mot bakgrund av att kärnkraftsprojekt historiskt har haft större kostnadsöverskridanden. Regeringen delar bedömningen i promemorian att en delförklaring till stora procentuella kostnadsöverskridanden i tidigare projekt har varit en alltför optimistisk bedömning av ingångsvärdena i projektets kalkyl. Regeringen menar att sådana erfarenheter bör vägas in i kostnadsestimaten, vilket kan minska behovet av en stor buffert för kostnadsöverskridanden. Däremot bedömer regeringen, till skillnad från förslaget i promemorian, inte det som lämpligt att på förhand ange ett tak då finansierings- och riskdelningsmodellen definitivt ska sluta gälla. Avsaknaden av ett tak ger inte regeringen större befogenheter eftersom utökningar av låneramen oavsett kräver riksdagens bemyndigande. Låneramen för projektbolaget bör därför inkludera förväntade upplupna räntekostnader till reaktorn tas i rutinmässig drift och en buffert för kostnadsöverskridanden.

Kapitalstruktur för lägre finansieringskostnader med bibehållna incitament för effektivitet och begränsat risktagande

Kapitalstruktur avser hur ett företag finansierar sig med lånat respektive eget kapital. Aktieägares rätt till ett företags kassaflöden är efterställd långivares och de kräver därför typiskt sett en högre avkastning på eget kapital än vad en långivare gör för lån till samma företag. Utifrån ett ägarperspektiv är en hög andel statliga lån fördelaktigt eftersom det, givet en oförändrad räntesats på de statliga lånen, sänker den totala kapitalkostnaden för projektet. Den lägre kostnaden beror på att staten, genom att subventionera räntan, inte kompenseras för den högre kreditrisk som en större andel lånat kapital innebär.

Valet av lämplig kapitalstruktur innebär en avvägning mellan att å ena sidan uppnå en låg finansieringskostnad för projektet och å andra sidan begränsa statens risktagande. En alltför låg andel eget kapital kan ge upphov till ett för stort risktagande i projektet eftersom negativa utfall har en begränsad påverkan för aktieägarna. En för hög andel eget kapital kan visa sig utmanande att finansiera med projektbolagets ägares befintliga investeringsbudget. Det kan innebära att tillskott av eget kapital i projektbolaget till stor del behöver finansieras med upplåning på marknaden, vilket kan påverka ägarnas kreditrating och upplåningskostnaden för annan verksamhet negativt. Därtill är eget kapital en dyrare finansieringskälla än de statliga lånen vilket innebär att produktionskostnaden, allt annat lika, ökar vid en högre andel eget kapital.

Regeringen bedömer att kapitalstrukturen lämpligast avgörs från fall till fall utifrån ett projekts specifika förutsättningar. Ett projekt som bedöms ha en hög affärsmässig risk, exempelvis för att den baseras på en reaktorteknik med låg mognadsgrad, kan motivera en högre andel eget kapital och vice versa. Valet av en lämplig kapitalstruktur är även beroende av projektets storlek. För ett större projekt kan en lägre andel eget kapital än de 25 procent som utredningen föreslår vara tillräcklig för att säkerställa incitamentsriktighet medan ett mindre projekt kan kräva en högre andel än den som föreslås i promemorian för att uppnå samma effekt. Regeringen bedömer att kapitalstrukturen bör bestämmas för att bevara ägarnas

incitament för ett effektivt resursutnyttjande och begränsat risktagande i projektet, vilket i praktiken begränsar andelen lånat kapital som kan bli aktuell.

Vattenfall framför att det är utmanande att finansiera ett projekt utan någon gräns för hur mycket eget kapital som ska investeras i projektet, i synnerhet för det första kärnkraftsprojektet som kommer ha kostnader som är svåra att förutsäga. Regeringen bedömer att detta kan hanteras inom den föreslagna modellen, exempelvis genom en lägre andel eget kapital vid kostnadsöverskridanden, vilket skiljer sig från utredningens förslag om en konstant kapitalstruktur. Principen om att projektbolagets ägare totalt sett skjuter till en insats eget kapital som är tillräcklig för att värna incitamenten för projekteffektivitet bör dock alltjämt gälla.

Subventionerad ränta med incitament för att fasa ut statliga lån över tid

I syfte att sänka kapitalkostnaden, särskilt under investeringsfasen när avkastningskraven från privata långivare är höga, bedömer regeringen att räntan på de statliga lånen bör subventioneras jämfört med statens förväntade kostnad. Enligt garanti- och utlåningsmodellen innebär det att mellanskillnaden mellan statens kostnader för lånet och den ränta som tas ut av projektbolaget behöver finansieras på annat sätt. Det vanliga är att medel anvisas på anslag och att den del som motsvarar statens förväntade förlust förs till en kreditreserv, ett konto i Riksgäldskontoret. Konstaterade förluster täcks med medel från kontot (6 kap. 4 och 5 §§ budgetlagen). Lagförslaget i promemorian innehåller en upplysning om att det för stöd som ges i form av lån finns bestämmelser om uttag av ränta och avgifter i budgetlagen. Regeringen anser att en sådan upplysningsbestämmelse är obehövlig. Budgetlagens bestämmelser gäller.

Vissa remissinstanser, bl.a. IFN, anser att en subventionerad ränta kan leda till att kapitalet används på ett ineffektivt sätt. Regeringen menar att modellens komponenter och parametersättning behöver ses i sin helhet. Villkoren för differenskontraktet bestäms med beaktande av lånevillkoren för att ge en rimlig riskjusterad avkastning på investerat eget kapital i projektbolaget. Mer förmånliga lånevillkor bör, allt annat lika, resultera i en lägre nivå för prissäkringen i differenskontraktet (lösenpriset) eller en kortare löptid med en bibehållen förväntad avkastning. De beräkningar som redovisas i promemorian illustrerar att avkastningen på eget kapital i projektbolaget är känslig för kostnadsöverskridanden och förseningar. Regeringen bedömer därför att starka ekonomiska incitament kvarstår att genomföra projektet i tid och till en så låg kostnad som möjligt, även med förmånliga räntevillkor.

Promemorian innehåller inte förslag om i vilken takt de statliga lånen bör betalas ut. Projektbolaget bör förvisso ha ett egenintresse av att matcha sin upplåning med att investeringskostnaderna i projektet uppstår för att minimera finansieringskostnaderna, snarare än att ta upp lån långt innan kostnaderna uppstår. Det kan samtidigt inte uteslutas att projektbolaget ser andra fördelar med att ta statliga lån tidigare än vad som är motiverat, exempelvis om det går att få en avkastning på lånade medel som överstiger finansieringskostnaden. Vidare behöver den statliga upplåningen och förvaltningen av statsskulden ges förutsättningar att genomföras så effektivt som möjligt och med undvikande av onödiga förskottsbetal-

ningar. Regeringen anser därför att det finns anledning att tydliggöra att lånen som utgångspunkt bör betalas ut i takt med att projektbolagets investeringskostnader beräknas uppstå. Rolls-Royce SMR föreslår att utbetalningar av statliga lån ska kunna kopplas till fabrikstillverkningen av komponenter och inte enbart till byggplatsrelaterade milstolpar i projektet. Regeringen bedömer att det är projektbolagets likviditetsbehov vid uppförandet som är styrande för utbetalningar av lånen och att kontraktet mellan projektbolaget och leverantören styr betalningsflödena dem emellan.

I likhet med promemorian bedömer regeringen att lånen bör betalas tillbaka inom den förväntade drifttiden för den nya kärnkraftsreaktorn eller kärnkraftsreaktorerna beräknad från tidpunkten då de tas i rutinmässig drift. Den förväntade drifttiden beror bl.a. på reaktormodell, varför återbetalningstiden för lånen kan variera mellan olika projekt. Det kan även finns andra skäl för att förhandlingar mellan staten och projektbolaget resulterar i en kortare återbetalningstid, exempelvis för att minska kreditrisken i ett projekt, vilket Riksgäldskontoret menar bör övervägas.

När kärnkraftsreaktorn tas i drift och börjar generera kassaflöden bör förutsättningarna för projektbolaget att låna via marknaden vara betydligt bättre än under investeringsfasen. Regeringen bedömer därför att incitament bör ges att ersätta de statliga lånen med marknadsfinansiering tidigare än den förväntade drifttiden, exempelvis genom att räntan på de statliga lånen stegvis trappas upp såsom föreslås i promemorian. Ett sådant förfarande skulle innebära att de statliga lånen förväntas återbetalas i en snabbare takt än den tvingande amorteringstakt som fastställts i låneavtalet. Regeringen delar Riksgäldskontorets bedömning att villkor och förutsättningar för förtidslösen av de statliga lånen bör tydliggöras innan lånen ställs ut.

Vattenfall framför att det är centralt att det görs en bedömning av projektets förmåga att finansiera sig på den externa kapitalmarknaden innan räntan höjs till nivåer som straffar bolaget om alternativ finansiering inte finns. Regeringen instämmer i bedömningen att infasningen av en högre ränta på de statliga lånen bör ta hänsyn till projektbolagets förutsättningar att få marknadsfinansiering till rimliga villkor. Exempelvis skulle en förutsättning för upptrappningen av räntan på de statliga lånen över en avtalad nivå kunna vara att projektbolaget uppnått en viss kreditrating. En sådan ordning skulle kunna möjliggöra en snabbare upptrappning av räntan på de statliga lånen som Riksgäldskontoret förordar, men samtidigt ge ett skydd för projektbolaget i scenarier då marknadsfinansiering inte finns att tillgå till rimliga villkor.

Rolls-Royce SMR menar att upptrappningen av räntan på de statliga lånen bör inledas först när alla reaktorer i ett projekt tagits i drift.

Regeringen bedömer att det finns möjlighet att göra anpassningar i låneavtalen för att möta de specifika förutsättningarna i s.k. SMR-projekt, dvs. projekt som avser små modulära reaktorer och där det är sannolikt att det rör sig om flera reaktorer på samma plats. Detta bör avgöras från fall till fall i förhandlingar mellan staten och projektbolaget.

Ett alternativ för att påskynda övergången till marknadsfinansiering är att från början begränsa löptiden i låneavtalen till en kortare period än den förväntade drifttiden. Detta skulle minska behovet av en gradvis upptrappning av räntan och betingade lånevillkor som enligt Riksgälds-

kontoret försvårar skattningen av statens finansieringskostnad. En kortare löptid för de statliga lånen utan sådana villkor ger dessutom investerare en större förutsägbarhet kring framtida finansieringskostnader, vilket i vissa fall kan vara mer värdefullt än en längre löptid. Det är även värt att notera att tidigare stödmodeller med statliga lån, som blivit godkända enligt statsstödsreglerna, har haft en löptid betydligt kortare än den förväntade drifttiden. Regeringen bedömer därför att det bör övervägas från fall till fall om kortare löptider är ett bättre alternativ för att uppnå en tidigare övergång till marknadsfinansiering, än att använda längre löptider i kombination med en utfasningsmekanism.

Uppföljning av använda medel och restriktioner för värdeöverföringar från företaget

I likhet med promemorian anser regeringen att det vid nyttjandet av låneramen bör följas upp att utlånade medel inte används för andra ändamål än de investeringskostnader för nya kärnkraftsreaktorer som stödet avser. Vidare föreslås i promemorian att det utlånade beloppet inte heller får användas för vinstuttag eller bonusprogram för ledande befattningshavare i företaget innan den första värderingen av företaget, som reglerar risk- och vinstdelningsmekanismen gjorts. Detsamma föreslås gälla under perioder då risk- eller vinstdelningsmekanismen är aktiverad. Energiföretagen och LTU ser detta som rimligt. Regeringen anser att begreppet värdeöverföring, så som det definieras i 17 kap. 1 § aktiebolagslagen, på ett bättre sätt än vinstuttag fångar in de olika överföringar av medel från företaget som inte bör vara tillåtna. Utöver vinstutdelning omfattas då även andra affärshändelser som medför att bolagets förmögenhet minskar utan att händelsen har en rent affärsmässig karaktär. Till skillnad från promemorians förslag anser regeringen inte att sådana restriktioner nödvändigtvis bör ha en direkt koppling till risk- och vinstdelningsmekanismen. Regeringen bedömer i stället att värdeöverföringar från företaget och bonusprogram bör vara tillåtna efter att en reaktor tagits i rutinmässig drift. Vinster kan då genereras och det är rimligt att utdelning blir tillåten. Däremot kan det finnas anledning att i avtalsvillkoren för de statliga lånen begränsa hur stora utdelningar som kan göras till projektbolagets ägare under perioder då risk- och vinstdelningsmekanismen är aktiverad.

IFN menar att det finns en risk att internprissättning används för att skicka överskott från projektbolaget till andra bolag inom samma koncern.

Regeringen bedömer att den föreslagna modellen, med en ändamålsenlig parametersättning, ger goda förutsättningar för incitamentsriktighet utan omfattande övervakning av projektet. Med en betydande insats eget kapital bör ägarna av projektbolaget ha ett ekonomiskt intresse av att hålla nere kostnaderna eftersom avkastningen på eget kapital annars drabbas negativt. Beaktat storleken på åtagandet är det sannolikt att projektbolaget kommer att ha mer än en ägare, vilket ger naturliga incitament för minoritetsägare att övervaka och säkerställa att kapitalet används i projektbolagets bästa intresse. Trots detta kan det inte uteslutas att det i projekt med en mer koncentrerad ägarstruktur kan finnas risk för förtäckt utdelning mellan projektbolaget och dess ägare via transaktioner som inte

sker på marknadsmässiga villkor. Därför bedömer regeringen att regelbundna uppföljningar bör göras av hur de utlånade beloppen används.

Hänvisningar till S5-1-1

5.1.2. Differenskontrakt

Regeringens förslag: Dubbelriktade differenskontrakt får ingås för rutinmässig drift av nya kärnkraftsreaktorer.

Regeringens bedömning: Villkoren för kontrakten bör som utgångspunkt utformas på följande sätt: – Differenskontraktet är finansiellt och kompensationen mellan

företaget och staten regleras genom att skillnaden mellan ett lösenpris och det genomsnittliga marknadspriset inom det elområde där reaktorerna är lokaliserade multipliceras med en referenskapacitet. – Företagets incitament att agera på elmarknadens prissignaler

bevaras. – De behov som elektrifieringen medför, t.ex. behovet av prissäkring

för andra aktörer, beaktas. – Den maximala ersättningen per kalenderår fastställs. – Parametrar, exempelvis kontraktslängd och lösenpris, anpassas,

efter förutsättningarna i det enskilda projektet, för att skapa förutsägbarhet för investeringar samtidigt som de ekonomiska riskerna för staten och elkunderna bedöms rimliga i förhållande till nyttorna.

Bestämmelserna om dubbelriktade differenskontrakt i artikel 19 d Europaparlamentets och rådets förordning (EU) 2019/943 av den 5 juni 2019 om den inre marknaden för el är direkt tillämpliga och behöver inte upplysas om i en särskild bestämmelse i den föreslagna lagen.

Promemorians förslag överensstämmer delvis med regeringens förslag och bedömning. Promemorians lagförslag anger inte syftet med differenskontraktet men innehåller en upplysning om att differenskontrakten ska utformas i enlighet med elmarknadsförordningens bestämmelser.

Promemorian innehåller förslag om siffersatta parametrar för differenskontraktet, exempelvis löptid, lösenpris och referenskapacitet. Promemorian innehåller också ett förslag om finansiering av statens åtagande enligt differenskontraktet.

Remissinstanserna: Konkurrensverket, Energimarknadsinspektionen,

Energiföretagen, SKGS och Svenskt Näringsliv m.fl. är positiva till att differenskontraktet är finansiellt och därmed i stort bevarar marknadssignalerna för den dagliga driften. Teknikföretagen m.fl. framhåller att nivån på lösenpriset behöver vara rimlig för svenska hushåll och företag.

Teknikföretagen ser positivt på att det genomsnittliga priset i producentens elområde på dagen före-marknaden används för att fastställa referenspriset.

Energimyndigheten önskar ytterligare utvärdering av alternativa utformningar av differenskontrakt. Svenska kraftnät, Energimarknadsinspektionen, Energimyndigheten, Vattenfall, Fortum, m.fl. har synpunkter på detaljerna i utformningen, exempelvis hur referenskapaciteten ska beräknas. Flera remissinstanser bl.a. Svenska kraftnät, Energimarknadsinspektionen, Vattenfall och Svenskt Näringsliv ifrågasätter de i

promemorian föreslagna parametrarna, bl.a. storleken på lösenpriset, eller ser dem som indikativa. IFN, E.ON m.fl. framför att ett tak på den totala ersättningen från differenskontraktet bör övervägas för att minska risken för staten och elförbrukare. Uniper m.fl. menar att en årsvis reglering kan komma att ge bolaget ett signifikant påverkat kassaflöde i händelse av att elpriserna är låga. Uniper föreslår att löptiden beräknas från faktisk driftstart, i stället för från planerad, eftersom bolaget menar att det redan finns tydliga incitament att hålla tidplanen för angiven driftstart. Energimarknadsinspektionen, Svenska kraftnät och Energimyndigheten anser att påverkan på de finansiella marknaderna behöver beaktas i den fortsatta utformningen av differenskontrakten. Energimyndigheten och Energimarknadsinspektionen m.fl. menar att motiven till och konsekvenserna av att genomföra promemorians förslag behöver utredas ytterligare. LO instämmer i promemorians förslag gällande finansiering av differenskontrakten. Svenskt Näringsliv menar att frågan om finansiering bör utredas ytterligare och Vattenfall efterfrågar en konsekvensanalys av relevanta finansieringsalternativ. SKGS m.fl. anser att en skatt för att finansiera statens utgifter för differenskontrakt måste utformas med hänsyn till industrins konkurrenskraft och så att den inte motverkar incitament till flexibel användning.

Skälen för regeringens förslag och bedömning

Dubbelriktade differenskontrakt får ingås för den rutinmässiga driften

Den identifierade marknadsrisken för investeringar i ny kärnkraft är nödvändig att omhänderta på lämpligt sätt för att möjliggöra nya investeringar (se avsnitt 4.2). Marknadsrisken tynger annars kärnkraftsprojektets investeringskalkyl för mycket till följd av de långa tidshorisonter som projektet verkar över och de omfattande investeringsbelopp som krävs. Regeringen bedömer därför att statligt stöd till investeringar i ny kärnkraft även behöver omfatta den rutinmässiga driften av de nya reaktorerna. Med rutinmässig drift avses den fas då reaktorn har tillstånd att drivas med full effekt.

Under 2024 trädde ett antal ändringar i Europaparlamentets och rådets förordning (EU) 2019/943 av den 5 juni 2019 om den inre marknaden för el, kallad elmarknadsförordningen, i kraft. Genom en ny artikel 19 d pekas dubbelriktade differenskontrakt ut som instrumentet för direkta prisstöd för vissa typer av elproduktion, däribland kärnkraft. Med dubbelriktat differenskontrakt avses i förordningen ett kontrakt mellan en operatör av en kraftproduktionsanläggning och en motpart som tillhandahåller både ett minimiersättningsskydd och en gräns för överkompensation. Enligt den nya bestämmelsen ska alla system med direkt prisstöd i form av dubbelriktade differenskontrakt utformas för att bl.a. bevara incitament för kraftproduktionsanläggningen att vara i drift och delta effektivt på elmarknaderna, särskilt för att återspegla marknadsförhållandena. Vidare ska utformningen bl.a. säkerställa att nivån på minimiersättningsskyddet och den övre gränsen för överkompensation anpassas till kostnaden för den nya investeringen och marknadsintäkterna. Detta för att garantera kraftproduktionsanläggningens långsiktiga ekonomiska bärkraft, samtidigt som överkompensering undviks. Vid bedömningen av dubbelriktade differenskontrakt, utifrån reglerna för statligt stöd enligt artiklarna 107 och

108 i fördraget om Europeiska unionens funktionssätt (EUF-fördraget), ska kommissionen säkerställa överensstämmelse med principer för utformning av dubbelriktade differenskontrakt.

För att bevara elmarknadens prissignaler så långt som möjligt i syfte att främja effektivitet och stabilitet i elsystemet föreslår regeringen att statligt stöd under driftfasen utformas som dubbelriktade differenskontrakt, vilket skapar ökad förutsägbarhet gällande marknadsintäkterna. Ett sådant stöd kommer att utformas i enlighet med artikel 19 d i elmarknadsförordningen. Regeringen anser dock inte, till skillnad från förslaget i promemorian, att det behövs någon upplysningsbestämmelse om detta eftersom regeringen konstaterar att en EU-förordning är direkt tillämplig i Sverige och det är regeringen som ska besluta om stöd.

Differenskontraktet är finansiellt och utformas för att bevara marknadens signaler och tillgodose behov av elektrifiering

Vid utformningen av differenskontrakt enligt bestämmelserna i elmarknadsförordningen ska ett antal kriterier uppfyllas, bl.a. att incitamenten att följa marknadens signaler ska bevaras. Vidare ska kontrakten vara dubbelriktade i bemärkelsen att betalningar ska transfereras i båda riktningarna mellan avtalsparterna beroende på om marknadspriset varit högre eller lägre än lösenpriset. Som det konstateras i promemorian behöver det samtidigt säkerställas att syftet med differenskontraktet, att möjliggöra etablering av ny energiproduktion, uppfylls.

Ett differenskontrakt kan vara produktionsbaserat eller finansiellt. Ett produktionsbaserat differenskontrakt innebär vanligtvis att producenten får en intäkt som motsvarar lösenpriset för varje producerad enhet energi. Med ett finansiellt differenskontrakt beräknas i stället intäkten baserad på en på förhand fastställd referenskapacitet och ett genomsnittligt marknadspris. För att förena de aspekter som betonas i elmarknadsförordningen bedömer regeringen, i likhet med promemorian, att ett finansiellt differenskontrakt är lämpligt. Genom att minska marknadsrisken och bidra till en tillräcklig förväntad avkastning på investerat kapital uppnås syftet med stödet. Ersättningen enligt kontraktet bör alltså utgå från en referenskapacitet, ett lösenpris och det genomsnittliga marknadspriset. På så sätt ökar förutsägbarheten för elkonsumenter och producenter samtidigt som marknadsincitamenten bevaras i största möjliga mån.

Ett finansiellt dubbelriktat differenskontrakt för kärnkraft innebär vanligtvis att kompensationens storlek fastställs enligt följande: – Kärnkraftsproducenten säljer el på marknaden och får då marknads-

intäkten. – Efter en viss tidsperiod beräknas det genomsnittliga marknadspriset.

Om det genomsnittliga marknadspriset är under lösenpriset ersätts kärnkraftsproducenten av staten med mellanskillnaden multiplicerat med en referenskapacitet. Referenskapaciteten sätts utifrån kärnkraftverkets förväntade produktion. I det fall genomsnittspriset är över lösenpriset ersätts staten av kärnkraftsproducenten med mellanskillnaden multiplicerat med referenskapaciteten.

Konkurrensverket menar att det är positivt att kontraktet utformas med parametrar som är bakåtblickande, beräknade på årsbasis och att

kompensationen fastställs utifrån förväntat kapacitetsutnyttjande för att minimera påverkan på produktionsbesluten. Regeringen delar uppfattningen att ersättningen som utgår enligt differenskontraktet därmed har en hög grad av oberoende i förhållande till producentens agerande.

Flera remissinstanser, däribland Uniper och Vattenfall, ser potentiella problem med en årlig avräkningstid kopplad till företagets likviditet. Regeringen menar att beräkningen av ersättningsnivån bör fastställas för en tidsperiod som motsvarar ett kalenderår bl.a. för att de statliga utgifterna budgeteras årsvis. Detta utesluter inte att det kan vara ändamålsenligt att kompensationen mellan avtalsparterna sker mer frekvent utifrån beräknade nivåer som sedan avräknas mot det årliga utfallet.

Marknadspriset som genomsnittet ska beräknas utifrån bör vara priserna på dagen före-marknaden för det elområde producenten befinner sig i. Anledningen till detta är att dagen före-marknaden utgör den huvudsakliga marknaden för elhandel i Norden. Priserna på den marknaden är därför den bästa approximationen av marknadsintäkten. Skälet till att det elområde producenten befinner sig i ska användas för beräkning av referenspriset är att marknadsintäkten beror på i vilket elområde elen produceras.

Energimyndigheten anser att påverkan på de finansiella marknaderna behöver beaktas i den fortsatta utformningen av differenskontrakten.

Regeringen delar bedömningen att påverkan på de finansiella marknaderna bör beaktas i den fortsatta utformningen liksom andra behov som uppstår i och med elektrifieringen. Det kan exempelvis handla om industrins behov av att teckna prissäkringsavtal för att möjliggöra omställning och elektrifiering av industrin.

Regeringen bedömer mot denna bakgrund att utgångspunkten bör vara att ett differenskontrakt är finansiellt och utformas för att bevara marknadens signaler och att de behov som elektrifiering medför bör beaktas i utformningen av kontraktet.

En avvägning bör göras mellan förutsägbarhet, risker och nyttor för det enskilda projektet

Energiföretagen, Vattenfall m.fl. anser att ett dubbelriktat finansiellt differenskontrakt är ett lämpligt instrument för att hantera marknadsrisken för ny kärnkraft men att frågorna om specifika nivåer och villkor i kontraktet bör hanteras senare i processen. Regeringen delar bedömningen att den närmare utformningen av differenskontraktet behöver kunna beakta förhållandena i det enskilda projektet. Den ändamålsenliga utformningen kan därför skilja sig åt bl.a. beroende på reaktortyp, lokalisering, projektets omfattning och tidsspann. De specifika parametrarna, så som lösenpris, referenskapacitet och löptid, samt övriga villkor i avtalet kommer därtill bli föremål för statsstödsprövning som genomförs på basis av varje enskilt projekt. Detta gäller även villkor som hur referenskapaciteten ska beräknas, om löptiden på kontraktet ska avse tiden från beräknad eller faktisk driftstart och möjligheterna att handla med bilaterala kontrakt och på de finansiella marknaderna. Det är därför motiverat att detaljerna regleras i projektspecifika avtal när förhållandena är kända.

Svenska Kraftnät påpekar att nyttorna med kärnkraft delvis varierar beroende på dess lokalisering och att differenskontraktets lösenpris bör återspegla detta. Regeringen menar att den i samband med prövningen av

ansökan har möjlighet att bedöma vilka stödnivåer som är motiverade och vilka villkor som är ändamålsenliga för det enskilda projektet. Olika nivåer kan vara motiverade av bl.a. projektets bidrag till elsystemet beroende på exempelvis lokalisering, tidplan för genomförande och vilken risk projektet innebär för staten och elkonsumenterna exempelvis gällande hur lösenpriset och den volym som ingår i differenskontrakt förhåller sig till framtida marknadspris, efterfrågan på el och elsystemets behov.

Vid fastställandet av kontraktets löptid behöver en avvägning göras mellan åtagandets längd och nivån på lösenpriset eftersom en kortare löptid typiskt sett innebär en högre osäkerhet för investerare och därigenom högre riskpremier. Samtidigt är framtida intäkter värda mer ju tidigare de uppstår och förutsebarhet tidigt under driftsfasen väger därför tyngre i investeringskalkylen än intäkter som uppstår längre fram i tiden.

IFN, E.ON m.fl. framför att ett tak på den totala ersättningen enligt differenskontraktet bör övervägas för att minska risken för staten och elförbrukare. Regeringen delar bedömningen att den maximala ersättningen per kalenderår bör fastställas för att minska risken för överkompensation om priserna på marknaden skulle visa sig bli mycket låga.

Regeringen bedömer därför, till skillnad från vad som anförs i promemorian, att parametrar behöver kunna anpassas efter förhållandena i det enskilda projektet för att skapa förutsägbarhet för investeringar samtidigt som de ekonomiska riskerna för staten och elkunderna är rimliga i förhållande till nyttorna.

Finansiering av differenskontraktet

I promemorian föreslås att det i första hand bör införas en skatt som är proportionerlig mot volymen elkonsumtion för att finansiera statens utgifter för differenskontraktet och att skatten så långt som möjligt bör omfatta hela det svenska elkundskollektivet.

LO instämmer i promemorians förslag och betonar att det även bör gälla den elintensiva industrin som är undantagen elskatt då den elintensiva industrin står för merparten av det tillkommande elbehovet. Svenskt Näringsliv lyfter att en ny punktskatt på elkonsumtion måste följa EU:s energiskattedirektiv och punktskattedirektiv och att det är viktigt att utforma en lösning som möjliggör följsamhet mellan intäkter och kostnader. Svenskt Näringsliv menar att frågan om finansiering bör utredas ytterligare för att bl.a. analysera de rättsliga förhållandena på EUnivå. SKGS, Skogsindustrierna och Teknikföretagen anser att en skatt för att finansiera statens utgifter för differenskontrakt måste utformas med hänsyn till industrins konkurrenskraft och så att den inte motverkar incitament till flexibel användning. Vattenfall efterfrågar en konsekvensanalys av relevanta finansieringsalternativ eftersom en skatt på el ger en högre kostnad per förbrukad kWh och riskerar att motverka en elektrifiering.

Regeringen anser, i likhet vad som anförs i promemorian, att kostnaden som utgångspunkt ska fördelas utifrån de nyttor som uppstår. Ett möjligt sätt att uppnå detta är att fördela kostnaden proportionerligt mot elanvändning. Samtidigt instämmer regeringen i Svenskt Näringslivs synpunkt att de EU-rättsliga förutsättningarna behöver klargöras. Regeringen anser därtill att Sveriges konkurrenskraft ska värnas.

Finansieringen bör även ta hänsyn till effektiviteten i ett eventuellt skatteuttag. Bestämmelserna i elmarknadsförordningen behöver också uppfyllas. Bland annat anger förordningen att statens intäkter till följd av differenskontraktet antingen ska användas för att finansiera utgifterna för direkta prisstöd till elproduktion, investeras i åtgärder som sänker slutkundernas kostnader eller på annat sätt fördelas till slutkunder.

Denna proposition medför i sig inga ekonomiska konsekvenser. I fråga om finansieringen av differenskontraktet avser regeringen återkomma i samband med förslag om finansiella befogenheter.

Hänvisningar till S5-1-2

5.2. En risk- och vinstdelningsmekanism tillämpas

Regeringens bedömning: Villkoren i låneavtalen respektive differenskontrakten bör även omfatta en risk- och vinstdelningsmekanism.

Mekanismen bör som utgångspunkt utformas på följande sätt: – Risk- och vinstdelningsmekanismen reglerar hur risken för negativa

utfall fördelas mellan företaget och staten. – Villkoren för de statliga lånen och differenskontraktet anpassas vid

behov så att avkastningen på hela eller delar av det investerade egna kapitalet i företaget, efter att risk- och vinstdelningsmekanismen har avslutats, ligger inom ett förutbestämt intervall. – Intervallet och övriga villkor för risk- och vinstdelningsmekanismen

utformas så att incitament för ett effektivt genomförande av projektet bevaras. – Den förväntade avkastningen på eget kapital och avkastnings-

intervallet är proportionerliga mot den risk som investeringen innebär, med beaktande av det skydd som tillhandahålls till företagets ägare genom risk- och vinstdelningsmekanismen. – Risk- och vinstdelningsmekanismen kan vid behov fördela vinster

över en förutbestämd nivå mellan företaget och staten även efter att de statliga lånen återbetalats och differenskontraktet löpt ut. – Risk- och vinstdelningsmekanismen träder i kraft och avslutas

baserat på bedömningar av avkastningen på investerat eget kapital i företaget, som görs utifrån en på förhand fastställd värderingsmetod. – Antal bedömningstillfällen, tidpunkten för dessa samt värderings-

metod regleras i avtal.

Promemorians förslag överensstämmer delvis med regeringens bedömning. I promemorian föreslås att oberoende värderingsinstitut vid ett givet tillfälle gör en marknadsvärdering av eget kapital i projektbolaget som avgör om risk- och vinstdelningsmekanismen ska aktiveras. Vidare föreslås specifika parametervärden och förfarande för hur tröskelvärden ska beräknas och hur återställningen av värdet på eget kapital i projektbolaget ska gå till.

Remissinstanserna: SKGS, Skogsindustrierna och Teknikföretagen menar att mekanismen fyller en viktig funktion för att minska den politiska risken och säkerställa att parametrar såsom lösenpriset i differenskontraktet kan nås. Vattenfall anser att en garanterad minimiavkastning i kombination med vinstdelning är ett effektivt sätt att dela konstruktions-

risk men menar att det måste vara möjligt att nå en affärsmässig avkastning om kostnadsöverskridanden ligger utanför projektets kontroll. Flera remissinstanser, däribland Fortum, Kärnfull Next AB (Kärnfull Next) och

Energiföretagen, anser att förutsättningarna för värderingen behöver vara transparenta och väl definierade på förhand. Uniper och Svenskt Näringsliv menar att en återkommande värdering skulle kunna minska osäkerheterna. LO ser det som svårt att träffa ett optimalt lösenpris i differenskontraktet och ser därför vinstdelning som motiverat, men anser att en bättre och enklare lösning är att reaktorer byggs i ett statligt helägt bolag. IFN bedömer att projektets incitament att bygga snabbt och till låg kostnad försämras och föreslår att risk- och vinstdelningsmekanismen endast beaktar externa faktorer som projektbolaget inte kan påverka. Konkurrensverket ser positivt på att förslaget skapar utrymme för att belöna ett effektivt agerande men menar att avkastningskorridoren förefaller vara för snäv.

Skälen för regeringens bedömning

Behovet av en risk- och vinstdelningsmekanism

Det går inte att utesluta att projektbolaget vid driftstart står inför långsiktiga lönsamhetsproblem om stora kostnadsöverskridanden eller förseningar inträffat under uppförandefasen. Mot bakgrund av att endast ett fåtal kärnkraftsprojekt har genomförts i Europa i närtid, och att tid- och kostnadsöverskridanden för några av dessa projekt varit stora, är avkastningskraven från investerare höga i avsaknad av riskdelning. En mekanism för att dela risken för ogynnsamma projektutfall bidrar till att sänka ägarnas avkastningskrav och därmed kostnaden för att producera kärnkraftsel. Riskdelning vid ogynnsamma utfall kan exempelvis möjliggöra att lösenpriset i differenskontraktet förhandlas till en lägre nivå än vad som hade krävts utan en sådan komponent i modellen. Genom en vinstdelningsmekanism får staten och elkonsumenterna, som bär risken för ogynnsamma utfall, även ta del av vinsterna vid goda projektutfall.

Som flera remissinstanser, bl.a. LO och Vattenfall, påpekar kan det vid tillfället då avtalen ska ingås fortfarande råda stor osäkerhet om projektets intäkter och kostnader, vilket gör det utmanande att fastställa parametervärden för differenskontrakt och statliga lån som står sig över tid. I avsaknad av en översyn senare i projektet kan detta innebära att projektbolaget får en avkastning som är väsentligt lägre eller högre än den förväntade. Genom en risk- och vinstdelningsmekanism som verkar genom de två stödformerna minskar de negativa konsekvenserna om de initialt framförhandlade villkoren bestämts för stramt eller generöst.

Europeiska kommissionen har i prövningen av andra länders stödmodeller till kärnkraft fäst stor vikt vid att tillräckliga mekanismer finns på plats för att förhindra överkompensation. De av kommissionen godkända stöden till kärnkraft i Storbritannien och Tjeckien innehåller mekanismer som fördelar vinster över en på förhand bestämd nivå mellan stödmottagaren och staten. Regeringen bedömer, i likhet med vad som anförs i promemorian, att det är en förutsättning att modellen innehåller en vinstdelningsmekanism för att stödet ska kunna godkännas i en framtida statsstödsprövning.

Mot denna bakgrund anser regeringen att villkoren i låneavtalen respektive differenskontrakten bör omfatta en risk- och vinstdelningsmekanism.

Förändrade villkor för att nå ett förutbestämt avkastningsintervall

Flera av de riskdelningsmodeller som använts eller planeras användas i andra länder fokuserar främst på att hantera kostnadsöverskridanden under uppförandefasen. Som framgår av promemorian behöver dock inte överskridande av tidplan eller budget nödvändigtvis resultera i långsiktiga lönsamhetsproblem. På samma sätt finns inga garantier för att ett projekt som genomförs inom tidplan och budget är långsiktigt lönsamt. Regeringen bedömer därför, i likhet med bedömningen i promemorian, att det är ändamålsenligt att risk- och vinstdelningen gör att projektbolagets ägare får en avkastning som ligger inom ett förutbestämt intervall. Intervallet definieras av en nedre och övre gräns för den genomsnittliga ackumulerade avkastningen (internräntan) på hela eller delar av det investerade egna kapitalet i projektbolaget, fram till dess att risk- och vinstdelningsmekanismen avslutas.

För att hamna inom avkastningsintervallet justeras räntan på de statliga lånen och lösenpriset i differenskontraktet under en viss tidsperiod. Om avkastningen understiger intervallets nedre gräns görs villkoren förmånligare, medan de stramas åt om avkastningen överstiger den övre gränsen. Syftet med risk- och vinstdelningsmekanismen är att över tid återföra avkastningen inom intervallet, snarare än att exakt reglera avkastningen för varje enskilt år. Vid tillämpningen av risk- och vinstdelningsmekanismen behöver även eventuella vinstutdelningar från projektbolaget beaktas, dvs. situationer där projektbolagets ägare helt eller delvis realiserar avkastningen på sin investering.

Incitament för ett effektivt genomförande av projektet ska bevaras

Flera remissinstanser, bl.a. Konkurrensverket och IFN, framför synpunkter på promemorians förslag utifrån hur en begränsning av möjliga avkastningsutfall påverkar incitamentsstrukturen och risktagandet i ett projekt. I promemorian bedöms att en riskdelningsmodell som väsentligt minskar risken för de mest negativa utfallen, men där projektägaren fortsatt bär risken för övriga negativa utfall, utgör en balanserad avvägning mellan avkastningskrav, effektivitet och statens risktagande. Regeringen delar denna bedömning.

Incitamentsriktighet påverkas både av detaljerna i mekanismens utformning och av de specifika parametervärden som fastställs för ett projekt. I promemorian föreslås att avkastningen som kan fås av projektbolagets ägare ska påverkas av omfattningen av kostnadsöverskridande under uppförandefasen, där kostnadsökningar över en viss nivå leder till negativ avkastning. Vidare föreslås förutbestämda parametervärden för hur lösenpriset i differenskontraktet och räntan på de statliga lånen justeras när risk- och vinstdelningsmekanismen aktiveras. Detta innebär att ju större kostnadsöverskridandet är, desto längre tid tar det innan avkastningen återförs till det förutbestämda intervallet. Båda dessa inslag i promemorians förslag syftar till att bevara incitamenten för ett effektivt

genomförande av projektet under uppförandefasen, oavsett om avkastningen befinner sig inom eller utanför intervallet.

Regeringen anser att dessa principer är rimliga men att det även finns andra möjliga utformningar av risk- och vinstdelningsmekanismen som kan bevara projektbolagets incitament och som inte bör uteslutas på förhand. Inspiration kan hämtas från riskdelningsmekanismer som använts i andra länder, där avkastning över eller under en viss nivå delas mellan staten och projektbolaget enligt förutbestämda andelar. Ett annat alternativ är att intervallets skydd endast omfattar delar av det investerade egna kapitalet i projektbolaget, vilket skulle möjliggöra en tydligare allokering av vissa risker (se vidare nästa avsnitt). Regeringen bedömer att utformningen av villkoren bör anpassas efter de specifika förutsättningarna i varje enskilt projekt, i syfte att säkerställa en ändamålsenlig riskfördelning.

En avkastning som står i proportion till risken i investeringen

Vissa remissinstanser, bl.a. Vattenfall och IFN, har synpunkter på vilka faktorer som bör beaktas inom risk- och vinstdelningsmekanismen för att få en effektiv allokering av risker. Enligt bedömningen i promemorian är det utmanande att identifiera, avtalsmässigt reglera och i praktiken avgöra ansvaret för händelser som påverkar projektets lönsamhet. Detta innebär en risk för tvister mellan staten och projektbolaget, vilket kan försvåra projektets genomförande snarare än att bidra till dess effektivitet. Mot bakgrund av dessa svårigheter föreslås i promemorian att avkastningsintervallet bör omfatta hela det investerade egna kapitalet i projektbolaget, oavsett orsak till eventuella kostnadsöverskridanden.

Regeringen delar bedömningen att det kan vara komplext att fastställa orsakssamband, exempelvis mellan en regulatorisk förändring och ökade kostnader i ett projekt. Samtidigt kan en tydligare ansvarsfördelning bidra till en mer effektiv riskallokering, där den part som har bäst förutsättningar att hantera en viss risk också bär den. Regeringen gör därför, likt bl.a. IFN, en annan bedömning än i promemorian och anser att tydligt definierbara risker bör kunna fördelas mellan projektbolaget och staten.

Den nedre gränsen i risk- och vinstdelningsmekanismens intervall innebär att negativa utfall, i varierande omfattning beroende på den exakta utformningen, överförs från projektbolagets ägare till staten. På motsvarande sätt innebär den övre gränsen att projektbolagets ägare avstår från en del av avkastningen i framgångsrika projekt. En sådan begränsning av möjliga avkastningsutfall menar regeringen ska återspeglas i den förväntade avkastningen på investeringar i projektbolaget.

Vissa remissinstanser, däribland Konjunkturinstitutet och Riksgäldskontoret, menar att den förväntade avkastningen som beräknas i promemorians huvudscenario förefaller vara hög i förhållande till de risker som överförs till staten. Regeringen delar bedömningen att promemorians förslag innebär ett omfattande skydd mot risker under uppförandefasen, men anser att en kvantitativ bedömning av vad som utgör en rimlig riskjusterad avkastning endast kan göras när de specifika förutsättningarna för ett enskilt projekt är kända.

En central princip som regeringen anser alltid bör gälla är att den förväntade avkastningen på eget kapital och avkastningsintervallet ska vara proportionerliga mot den risk som investeringen innebär, med

beaktande av det skydd som tillhandahålls genom risk- och vinstdelningsmekanismen. Uppfyllandet av denna princip bedöms även vara en förutsättning för att stödet ska uppfylla kraven på proportionalitet som finns i statsstödsregelverket.

Eventuellt behov av vinstdelning senare i projektet

I promemorian görs bedömningen att den föreslagna modellen är utformad för att möta de krav som ställs i samband med statsstödsprövningen men att det inte kan uteslutas att vissa anpassningar kommer att bli nödvändiga. Baserat på denna bedömning och en närmare analys av tidigare fall av statsstöd till ny kärnkraft kan ytterligare åtgärder för att undvika överkompensation till stödmottagaren sannolikt bli aktuella. I de godkända stöden för kärnkraftsprojekt i Storbritannien och Tjeckien finns vinstdelningsmekanismer (s.k. claw-back) för att säkerställa att överkompensation till stödmottagaren förhindras under hela projektets livslängd. Regeringen bedömer därför att risk- och vinstdelningsmekanismen kan komma att behöva kompletteras med villkor som ger möjlighet att fördela projektbolagets vinster mellan staten och projektbolagets ägare även efter att de statliga lånen och differenskontraktet löpt ut. Om en sådan mekanism blir aktuell behöver vinstöverföringar mellan projektbolaget och staten hanteras på annat sätt än genom förändrade villkor för lånen och differenskontraktet, exempelvis genom engångsbelopp.

Värderingar för att avgöra när risk- och vinstdelning träder i kraft och avslutas

För att avgöra om och när risk- och vinstdelningsmekanismen ska träda i kraft samt hur länge den ska pågå krävs en uppskattning av avkastningen på investerat eget kapital. Regeringen delar bedömningen i promemorian att mekanismen bör kunna aktiveras först en tid efter det att rutinmässig drift har inletts. Vid denna tidpunkt är investeringskostnaderna och tillskottet av eget kapital i projektbolaget kända, vilket möjliggör en mer precis bedömning av den långsiktiga förväntade avkastningen än vad som är möjligt under uppförandefasen.

I promemorian föreslås att en marknadsvärdering av projektbolagets egna kapital ska utgöra grund för att avgöra om risk- eller vinstdelningsmekanismen ska aktiveras. Värderingen föreslås genomföras av två oberoende värderingsinstitut och endast vid ett tillfälle efter att kärnkraftverket har tagits i rutinmässig drift.

Flera remissinstanser, bl.a. Kärnfull Next och Energiföretagen, påpekar att en bedömning av marknadsvärdet av ett företags aktier är förknippad med osäkerhet. I promemorian föreslås att vissa förutsättningar för värderingen kan regleras i förväg, men samtidigt att alltför detaljerade bestämmelser kan motverka syftet att få oberoende bedömningar av marknadsvärdet. Statsstödsprövningen kräver dock en hög grad av förutsägbarhet där förhandsbedömningar (ex-ante) överensstämmer med de som görs senare i projektet (ex-post), vilket förutsätter att samma finansiella beräkningsmodell används över tid. En marknadsvärdering genomförd av en oberoende part utan tydliga och långsiktigt konsistenta riktlinjer vad gäller värderingsmetod och beräkningsmodeller kan utgöra hinder för att stödet ska kunna godkännas av Europeiska kommissionen.

Mot denna bakgrund gör regeringen bedömningen att den metod som används för att avgöra när risk- och vinstdelningsmekanismen träder i kraft och avslutas bör fastställas i avtal och stämmas av med kommissionen tidigt i statsstödsprocessen. Om förutsättningarna för värderingen behöver definieras så tydligt att värderaren inte kan påverka utfallet, anser regeringen att behovet av att använda externa investeringsinstitut minskar.

Flera remissinstanser, bl.a. Vattenfall, Uniper och Svenskt Näringsliv, förespråkar fler värderingstillfällen för att minska osäkerheten för investerare. Regeringen anser att det även ur statens perspektiv kan finnas fördelar med flera värderingstillfällen som kan aktivera risk- och vinstdelningsmekanismen, eftersom detta förlänger den period under vilken eventuella övervinster i projektet delas mellan staten och projektbolaget. Dessutom kan fler värderingstillfällen minska risken för att tillfälliga förhållanden vid en enskild värdering får en oproportionerlig påverkan på utfallet.

Mot denna bakgrund gör regeringen bedömningen att antalet värderingstillfällen och tidpunkterna för dessa bör anpassas utifrån det specifika projektets förutsättningar och fastställas genom förhandlingar mellan projektbolaget och staten.

Hänvisningar till S5-2

  • Prop. 2024/25:150: Avsnitt 5.1

5.3. En lag om statligt stöd för investeringar i ny kärnkraft införs

Regeringens förslag: En ny lag införs som reglerar de grundläggande förutsättningarna och formerna för statligt stöd till företag för investeringar i nya kärnkraftsreaktorer i Sverige.

Promemorians förslag överensstämmer med regeringens. I promorians förslag anges emellertid inte uttryckligen att förslaget gäller i Sverige.

Remissinstanserna: Kungl. Ingenjörsvetenskapsakademien (IVA) anser bl.a. att promemorian redovisar en mycket kortfattad lag som överlåter till regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer att meddela ytterligare föreskrifter, vilket innebär att praxis kan komma att förändras över tid beroende på de överväganden som kommande regeringar kan komma att göra. IVA påtalar också att finansieringen av differenskontrakten behöver bemyndiganden från riksdagen.

Skälen för regeringens förslag: Statligt stöd för investeringar i ny kärnkraft innebär att staten involveras i komplexa industriella projekt genom omfattande finansiella förpliktelser över mycket lång tid. Stödordningar regleras vanligtvis på förordningsnivå och meddelas med stöd av regeringens s.k. restkompetens enligt 8 kap. 7 § första stycket 2 regeringsformen. Regeringen anser emellertid att ett sådant omfattande åtagande som nu är i fråga bör förankras med riksdagen och regleras i en lag i enlighet med 8 kap. 8 § regeringsformen så att de grundläggande förutsättningarna och formerna för stöd blir tydliga. Precis som IVA påpekar reglerar den föreslagna lagen inte finansieringen av stödet som sådant och ger inte regeringen några utökade befogenheter jämfört med vad som gäller enligt budgetlagen (2011:203). Finansmakten ligger hos riksdagen som genom statens budget kommer att besluta om medel och

ekonomiska åtaganden. Lagen bör omfatta de grundläggande förutsättningarna och formerna för stöd. Det skapar en ram för den närmare utformningen av stödkomponenterna inklusive finansierings- och riskdelningsmodellens parametrar och de övriga villkor som behöver förhandlas för respektive projekt. Den skapar också en grund för utformningen av regeringens budgetförslag och riksdagens budgetbeslut genom att rekvisiten för stödet tydliggörs och blir förutsebara. Om närmare förutsättningar för stödet ska regleras bör det lämpligen bestämmas i förordning. Därutöver kommer det att ingås avtal som förenas med villkor för stödet, se avsnitt 5.4.2. IVA anser att den föreslagna lagen, där regeringen lämnas rätten att meddela ytterligare föreskrifter, kommer att innebära att praxis kan komma att förändras över tid beroende på de överväganden som kommande regeringar kan komma att göra. Som utvecklas i avsnitt 5.4.1 kommer ett beslut om att lämna statligt stöd för investeringar i ny kärnkraft inbegripa politiska hänsyn och praktiska överväganden. Behovet av ny kärnkraft och förutsättningarna för statligt stöd till investeringar i ny kärnkraft kommer att avgöra om och i vilken omfattning staten kommer att lämna stöd enligt lagen. I praktiken kommer ett beslut om stöd att fattas på basis av förutsättningarna i det enskilda fallet.

Regeringen anser att det i lagen uttryckligen bör framgå att stöd får lämnas för investeringar i nya kärnkraftsreaktorer i Sverige. Därigenom blir det tydligt att stödet lämnas för att företag ska investera i nya reaktorer inom rikets gränser. Det sagda är inte någon förändring mot utredningens förslag men tydliggörs nu i lagen.

Hänvisningar till S5-3

5.4. Förutsättningar för stöd

5.4.1. Regeringens beslut om att lämna stöd ska föregås av en ansökan och som huvudregel omfatta en minsta elektrisk effekt

Regeringens förslag: Regeringen får, efter ansökan, besluta om att lämna stöd till ett företag för de ändamål som omfattas av de statliga lånen och differenskontrakten.

Stöd får endast lämnas om de nya kärnkraftsreaktorerna är lokaliserade på samma plats i Sverige och har en sammanlagd installerad elektrisk effekt om minst 300 MW. Om det finns särskilda skäl får regeringen besluta om att lämnas stöd även om reaktorerna har en sammanlagd installerad elektrisk effekt som understiger 300 MW.

Promemorians förslag överensstämmer delvis med regeringens.

Promemorians lagförslag har en annan språklig och redaktionell utformning och anger inte att miniminivån i MW avser kärnkraftsreaktorer som är lokaliserade på samma plats i Sverige. Promemorians förslag innehåller ett överklagandeförbud.

Remissinstanserna: Flertalet av de remissinstanser som lämnar synpunkter på utformningen av stödet uttalar sig inte om eller invänder mot att det är regeringen som får besluta om stöd, att det sker baserat på en skriftlig ansökan eller att ansökan ska omfatta en viss minsta installerad

effekt. Svenska kraftnät, Energimyndigheten, Konkurrensverket, Uniper,

Sveriges Kommuner och Regioner (SKR) och IFN anser att förfarandet för ansökan om stöd bör konkurrensutsättas. Svenska kraftnät, Energimyndigheten och IFN efterlyser ett auktionsförfarande medan Uniper bl.a. framför att det bör framgå hur regeringen kommer att prioritera mellan olika inkomna ansökningar för det fallet att flera ansökningar lämnas in. Blykalla framför att det är viktigt med decentraliserad produktion för att kompensera för brister i elnätet och att behovet av lokal förstärkning ofta är betydligt mindre än 300 MW varför denna begränsning bör tas bort.

Även KTH menar att om en ny mindre reaktor skulle installeras vid ett redan existerande kraftverk som överskrider 300 MW borde även denna reaktor kunna stödjas, vilket skulle göra stödet mer teknikneutralt och öppet för nästa generations reaktorteknik. Även IFN förordar en lägre gräns än 300 MW. Chalmers anser att det är angeläget att besluten om stöd kan överklagas till domstol. Upphandlingsmyndigheten framför att beslut om återkrav normalt bör kunna överklagas av det företag som återkravet riktas mot. Upphandlingsmyndigheten anser också att den praktiska hanteringen av stödordningen bör läggas på en myndighet.

Skälen för regeringens förslag

Beslut om stöd efter ansökan från ett företag

Det statliga stödet för investeringar i ny kärnkraft bygger på premissen att det finns företag på marknaden som med de villkor som staten kan erbjuda vill investera i nya kärnkraftsreaktorer i Sverige. Det är frivilligt för de företag som planerar att investera i nya reaktorer att göra så med stöd från staten. Ett företag som önskar få stöd bör därför ansöka hos regeringen om stöd. Regeringen anser därför, i likhet med lagförslaget i promemorian, att ett beslut om stöd ska följa på en ansökan från ett företag.

Regeringen bör besluta om stöd

Regeringen anser, i likhet med förslaget i promemorian, att beslut om statligt stöd för investeringar i ny kärnkraft lämpligen fattas av regeringen. Skälen härför är många.

Frågan om att uppföra nya kärnkraftsreaktorer i Sverige innebär politiska överväganden inom flera centrala områden för rikets styrelse, bl.a. energipolitiska, näringspolitiska samt miljö- och klimatpolitiska. Industriprojekt av denna storlek och långsiktighet har också tydliga utrikes- och säkerhetspolitiska dimensioner. De utrikes- och säkerhetspolitiska aspekterna blir särskilt betydelsefulla i ett försämrat omvärldsläge. Det är regeringen som ansvarar för koordineringen av politiken inom alla de områden som berörs av ett beslut om uppförandet av ny kärnkraft. Inget annat organ än regeringen kan åstadkomma en allsidig prövning av frågan och göra nödvändiga avvägningar mellan olika intressen. Det är också viktigt att ett beslut av sådan betydelse som uppförandet av nya kärnkraftsreaktorer innebär fattas av ett organ som det går att utkräva politiskt ansvar av. Därtill har regeringen enligt den prövningsordning som finns i kärntekniklagen och miljöbalken en central roll i beslutsfattandet kring uppförande av nya kärnkraftsreaktorer i Sverige.

Regeringen har också möjlighet att, vid beredningen av ärenden om stöd enligt den föreslagna lagen, använda sig av förvaltningsmyndigheterna och den specialistkompetens som dessa besitter inom olika områden för att få en allsidig belysning av de frågor och intressen som berörs av ett beslut om nya kärnkraftsreaktorer. Dessutom bedöms statligt stöd till investeringar i nya reaktorer vara en förutsättning för att nya kärnkraftsreaktorer ska kunna byggas i Sverige (se avsnitt 4.2 ovan). Sådant stöd innebär stora finansiella åtaganden för staten över lång tid med betydande offentligfinansiella effekter. Därför anser regeringen, i likhet med det som föreslås i promemorian och till skillnad från Upphandlingsmyndigheten, att det bör vara regeringen och inte någon myndighet under regeringen som beslutar om stöd enligt lagen.

Regeringens beslut om stöd bör grunda sig på en fakultativ bestämmelse

Regeringen anser, till skillnad från bl.a. Svenska kraftnät, Energimyndigheten och Konkurrensverket, att ett auktions- eller anbudsförfarande inte är ändamålsenligt. Ett beslut om att lämna statligt stöd för investeringar i ny kärnkraft inbegriper som nämnts politiska hänsyn och praktiska överväganden. Regeringen måste därför kunna besluta om när och till vem samt under vilka förutsättningar det finns skäl att lämna statligt stöd. I praktiken kommer ett beslut om stöd att fattas på basis av förutsättningarna i det enskilda fallet. Avsikten med att regeringen är beslutsmyndighet är alltså bl.a. att politiska bedömningar ska kunna fälla utslaget vid prövningen av en ansökan om stöd då frågan om stöd utgör en viktig fråga av allmän betydelse. Ett auktions- eller anbudsförfarande skulle dessutom i förväg behöva låsa fast vissa parametervärden för modellen. Det skulle som Energimyndigheten påpekar, göra det svårt att anpassa stödet efter de behov som finns för stunden och de villkor som staten kan komma överens om i förhandlingar med det företag som ansöker om stöd. Sveriges behov av nya kärnkraftsreaktorer liksom behovet av och förutsättningarna för staten att lämna stöd för etableringen av nya reaktorer i landet kan variera över tid. Sammanfattningsvis anser regeringen att det är viktigt att bestämmelsen som reglerar regeringens möjligheter att besluta om stöd är fakultativ och lämnar utrymme för regeringen att göra allsidiga överväganden. De företag som ansöker om stöd ska alltså inte ges någon rätt till stöd.

Regeringens beslut om stöd kan inte överklagas Chalmers anser att ett beslut om stöd bör kunna överklagas till domstol.

Regeringen delar inte denna uppfattning. Ett beslut om stöd avser inte en civil rättighet enligt artikel 6.1 i Europeiska konventionen om skydd för de mänskliga rättigheterna och de grundläggande friheterna (Europakonventionen).

Prövningen av ansökningar om stödet avgörs i det enskilda fallet på basis av en mängd omständigheter och politiska överväganden. Bestämmelserna i den föreslagna lagen ger regeringen en diskretionär rätt att besluta om och när den anser att stöd bör lämnas till ett företag, givet att vissa grundläggande förutsättningar är uppfyllda. Detta, liksom det faktum att stödets närmare villkor och utformning förhandlas fram och överenskoms i civilrättsliga avtal mellan staten och projektbolaget, talar emot att

ett beslutet om stöd ska kunna bli föremål för domstolsprövning. Regeringen delar därmed bedömningen i promemorian att ett beslut om stöd inte ska kunna överklagas men anser inte, till skillnad mot promemorians förslag, att något uttryckligt överklagandeförbud bör införas i lagen. Det finns inte någon generell rätt att överklaga beslut som regeringen fattar. Förvaltningslagens (2017:900) allmänna bestämmelser om överklagande är inte tillämpliga i fråga om regeringens beslut, eftersom regeringen inte är någon förvaltningsmyndighet. Regeringsbeslut kan endast prövas i domstol i den begränsade omfattning som framgår av lagen (2006:304) om rättsprövning av vissa regeringsbeslut. Det förutsätter att beslutet innefattar en prövning av den enskildes civila rättigheter eller skyldigheter i den mening som avses i artikel 6.1 i Europakonventionens mening, vilket enligt regeringen alltså inte bedöms vara fallet av ovan anförda skäl.

Upphandlingsmyndigheten anser att ett beslut om återkrav av stöd bör kunna överklagas till domstol eftersom sådana beslut normalt kan överklagas. Av den föreslagna lagen framgår att det stöd som regeringen beslutar att lämna till ett företag ska förenas med villkor som regleras i civilrättsliga avtal mellan staten och företaget. Vilka villkor som företaget ska uppfylla, liksom vilka förhållanden som utgör ett avtalsbrott som gör det möjligt för staten att kräva återbetalning av stöd, kommer att regleras i avtalen. Som anförts i avsnitt 5.1 ska avtalen innehålla villkor som tar hänsyn till statens risk, statens möjlighet att tillvara sin rätt och statens behov av kontroll och uppföljning. I detta ligger, anser regeringen, att avtalen också ska innehålla bestämmelser om återbetalning av stöd om förutsättningarna för stöd inte längre är uppfyllda. Det finns därför inte anledning att i lagen reglera frågan om överklagande vid återkrav på det sätt som Upphandlingsmyndigheten föreslår.

Ett beslut om stöd bör omfatta en minsta sammanlagd installerad elektrisk effekt

Regeringens hantering av ett ärende om stöd för investeringar i ny kärnkraft kommer att vara resurskrävande. Detaljerade avtal med alla relevanta villkor för stödet behöver förhandlas mellan staten och företaget. Stödet för varje projekt behöver vidare genomgå en statsstödsprövning av Europeiska kommissionen, vilket kan medföra behov av revideringar och omförhandlingar innan avtalen kan undertecknas. Investeringar i ny kärnkraft utgör ett viktigt redskap i genomförandet av ett fossilfritt energisystem och för att säkra en robust och trygg elförsörjning. För att det statliga stödet ska vara motiverat bör projektet utgöra ett betydande bidrag till detta och då krävs att investeringarna i ny kärnkraft som stödet avser är av en viss minsta projektstorlek. Effekten 300 MW sammanfaller med det gränsvärde som Affärsverket svenska kraftnät har för anslutning till 400 kV-transmissionsnätet. Den föreslagna minieffekten utesluter inte heller att mindre s.k. SMR-reaktorer ingår i ett projekt så länge den sammanlagda installerade effekten av dessa reaktorer uppgår till minst 300 MW på en och samma plats. Med denna utgångspunkt anser regeringen, till skillnad från Blykalla, KTH och IFN, att den i promemorian föreslagna minimigränsen om 300 MW sammanlagd installerad elektrisk effekt är väl avvägd och bör utgöra huvudregel. Det är samtidigt svårt att

förutse alla omständigheter som kan uppkomma och där minimigränsen kan visa sig vara ett oönskat hinder. Regeringen bör därför ha möjlighet att göra undantag om det finns särskilda skäl. Sådana skäl kan vara att ett projekt, trots att det inte når upp till 300 MW, ändå bedöms utgöra ett betydande bidrag till att energisystemet kan uppfylla de behov som redovisas i avsnitt 4.1. Samtidigt bör de motiv som redovisas i avsnitt 4.2 för införande av det statliga stödet bedömas vara giltiga för projektet i fråga, dvs. att stödet är nödvändigt för att projektet ska komma till stånd trots konstruktionsrisker, marknadsrisker, politiska och regulatoriska risker.

Mot denna bakgrund anser regeringen att stöd bör få lämnas till projekt som innebär att ett företag ska uppföra och driva en ny kärnkraftsreaktor med en installerad elektrisk effekt om minst 300 MW. Om det är fråga om flera nya kärnkraftsreaktorer ska dessa vara lokaliserade på en och samma geografiska plats i riket och ha en sammanlagd installerad elektrisk effekt om minst 300 MW. Om det finns särskilda skäl får regeringen besluta om att lämna stöd även om reaktorerna har en sammanlagd installerad elektrisk effekt som understiger 300 MW. Statligt stöd för investeringar i ny kärnkraft syftar till att få till stånd nya kärnkraftsreaktorer i Sverige. Därför bör det uttryckligen ställas krav på att den geografiska platsen ska vara i Sverige. Investeringar i befintliga kärnkraftsreaktorer bör inte omfattas av stödet.

Hänvisningar till S5-4-1

5.4.2. Stöd får endast lämnas i samband med att staten och det företag som ska få stöd ingår avtal som reglerar villkoren för stödet

Regeringens förslag: Stöd får endast beslutas i samband med att staten och det företag som ska få stöd ingår avtal som reglerar villkoren för stödet.

Promemorian innehåller inte något motsvarande lagförslag men det framgår av övriga förslag i promemorian att avsikten är att avtal ska ingås mellan staten och projektbolaget.

Remissinstanserna: Ingen remissinstans yttrar sig särskilt i denna del. Skälen för regeringens förslag: Den närmare utformningen av det statliga stödet och dess villkor kommer, som utvecklats ovan och som också framgår av promemorian, att bestämmas efter en förhandling mellan staten och projektbolaget och regleras i civilrättsliga avtal mellan parterna.

Ett beslut om stöd bör emellertid inte fattas av regeringen innan villkoren för stödet är förhandlade och avtalen i princip är klara för undertecknande. Detta är viktigt eftersom förutsättningarna för statens åtaganden med anledning av stödet bör vara tydliga innan regeringen beslutar om stöd till omfattande projekt för investeringar i ny kärnkraft. Ett regeringsbeslut om stöd kan exempelvis fattas i nära anslutning till att avtalen ska undertecknas. Praktiska hänsyn får avgöra när avtalen ska undertecknas i förhållande till regeringens beslut om stöd. Det väsentliga är att regeringen inte i förväg beslutar om stöd innan villkoren för stöd är förhandlade och klara mellan staten och projektbolaget.

Hänvisningar till S5-4-2

5.4.3. Stöd lämnas till ett projektbolag

Regeringens förslag: Stöd får endast lämnas till ett företag vars verksamhet uteslutande eller så gott som uteslutande har till ändamål att uppföra, inneha och driva den nya kärnkraftsreaktor eller de nya kärnkraftsreaktorer som ett beslut om stöd avser.

Promemorians förslag överensstämmer med regeringens. Förslaget i promemorian har en annan språklig och redaktionell utformning.

Remissinstanserna: Upphandlingsmyndigheten framför att den modell som föreslås med särskilda bolag för varje projekt som mottar stöd är väl avvägd för att kontrollera och följa upp systemet.

Kärnfull Next framför, med anledning av att bolaget bedriver projektutveckling av SMR-reaktorer, att det kan bli fråga om flera reaktorer på samma plats där konstruktionen kan pågå under lång tid men där enheterna successivt tas i drift. Kärnfull Next föreslår därför att en anläggning har ett övergripande projektbolag som ansvarar för bolags- och anläggningsgemensamma kostnader varpå sedan varje reaktor finns under enskilda projektbolag som är dotterbolag till det övergripande projektbolaget. Energimyndigheten ser kravet på särskiljning från ägarbolagen som potentiellt problematiskt eftersom dessa besitter all kompetens och finansiella resurser samt att det finns en risk att projektbolaget kan sättas i konkurs utan några större konsekvenser för ägarbolaget.

Skälen för regeringens förslag: Regeringen anser, i likhet med förslaget i promemorian, att stöd inte ska kunna lämnas till företag som bedriver annan verksamhet än den som föranleds av investeringen i ny kärnkraft. Därför är det viktigt att stöd endast får lämnas till företag vars verksamhet uteslutande eller så gott som uteslutande har till ändamål att uppföra, inneha och driva nya kärnkraftsreaktorer. Skälen till detta är flera.

För det första för att staten enklare ska kunna följa de kostnader som uppstår och säkerställa att medel inte används för andra ändamål än de avsedda, vilket även Upphandlingsmyndigheten ser som centralt. För det andra är det en förutsättning för tillämpningen av risk- och vinstdelningsmekanismen att den verksamhet som stödet avser bedrivs i ett separat bolag. För det tredje möjliggörs att projektbolaget kan ha flera ägare som delar på risken för investeringen. Ett ytterligare skäl är att investeringen i ny kärnkraft tydligt skiljs från ägarbolagets eller ägarbolagens övriga verksamhet vilket ökar transparensen och underlättar för ratinginstitut och andra externa aktörer och finansiärer i deras bedömningar och analyser. Av dessa skäl anser regeringen att den modell som Kärnfull Next föreslår med ett övergripande projektbolag som ansvarar för gemensamma kostnader för enskilda reaktorsbolag inte är lämplig. Projektbolaget som får stöd är detsamma som ansöker om tillstånd enligt kärntekniklagen. Ett sådant tillstånd kräver att bolaget kan visa att det kan tillgodose kravet på erforderlig kompetens och resurser. Vidare bedöms kapitalinsatserna i bolaget var så pass stora att det får kännbara konsekvenser för ägaren vid en konkurs. Regeringen anser därför att fördelarna med ett separat och tydligt avgränsat projektbolag som mottagare av stöd överväger de eventuella nackdelar som Energimyndigheten lyfter fram. Lagförslaget innebär att stöd som huvudregel endast kan lämnas när investeringen omfattar reaktorer vars sammanlagda installerade elektriska effekt uppgår

till minst 300 MW och där reaktorerna är lokaliserade på samma plats. Dessa förutsättningar måste alltså vara uppfyllda och ligga i ett och samma projektbolag för att stöd ska kunna lämnas.

Projektbolagets ändamål för verksamheten ska alltså bestå i att uppföra, inneha och driva den nya kärnkraftsreaktor eller de nya kärnkraftsreaktorer som stödet avser. Det innebär emellertid inte att projektbolaget är förhindrat från att bedriva sådan angränsande verksamhet som, inom en normal affärsrörelse för uppförande, innehav och drift av nya kärnkraftsreaktorer, är nödvändig för att kunna förverkliga det projekt som stödet avser. Det kan t.ex. handla om att bolaget behöver importera och hantera kärnbränsle, bedriva anläggningsentreprenad på den plats där reaktorn ska byggas eller bedriva logistik och liknande verksamheter som krävs för att ett projekt av den omfattning som nu är i fråga ska bli verklighet.

Hänvisningar till S5-4-3

5.4.4. Projektbolaget ska ha ansökt om tillstånd enligt kärntekniklagen och miljöbalken innan stöd får lämnas

Regeringens förslag: Stöd får endast beslutas efter det att företaget som ska få stöd har ansökt om de tillstånd som krävs enligt lagen om kärnteknisk verksamhet och miljöbalken för uppförande, innehav och drift av den nya kärnkraftsreaktorn eller de nya kärnkraftsreaktorer som beslutet om stöd avser.

Promemorians förslag överensstämmer inte med regeringens.

Promemorians förslag innebär att verksamheten vid tidpunkten för beslut om stöd ska omfattas av tillstånd enligt kärntekniklagen samt ha tillåtits enligt 17 kap. miljöbalken.

Remissinstanserna: Fortum, Kärnfull Next, Uniper och Vattenfall anser att det bör vara möjligt att ta del av stöd innan nödvändiga tillstånd enligt kärntekniklagen och miljöbalken fåtts bl.a. för att möjliggöra en effektiv investeringsprocess och ge nödvändig kredibilitet till projektet.

Strålsäkerhetsmyndigheten framför att kravet på att en sökande har nämnda tillstånd innebär att en verksamhetsutövare inte kan använda sig av statligt stöd för att kunna visa tillräckliga ekonomiska resurser vid tillståndsprövningen enligt kärntekniklagen. Energimyndigheten framför att de olika processerna med tillståndsprövning, förhandling om stöd mellan regeringen och projektbolaget samt statsstödsprövning kan leda till ett tidsödande moment 22 om de olika processerna delvis måste slutföras samtidigt och baseras på förhandsbesked från de andra instanserna.

Skälen för regeringens förslag: Processen för att beviljas nödvändiga tillstånd att få uppföra, inneha och driva kärnkraftverk är omfattande, kostsam och tar lång tid. Den involverar flera myndigheter och domstolar och omfattar olika regelverk. En sammanfattande beskrivning av förfarandet finns i avsnitt 7.3.4 i promemorian. Det kan ta flera år innan ett företag som ansöker om nödvändiga tillstånd enligt kärntekniklagen och miljöbalken beviljas tillstånd att uppföra, inneha och driva en ny kärnkraftsreaktor.

Syftet med statligt stöd för finansiering av ny kärnkraft är att stimulera uppförandet av nya kärnkraftsreaktorer i Sverige. Villkoren för att kunna ansöka om statligt stöd behöver därför vara utformade på ett sådant sätt att de underlättar för företag att investera i etableringen av nya reaktorer. Regeringen delar Energimyndighetens uppfattning att om alla processer måste ske parallellt och vara beroende av varandra kan det leda till komplikationer. Vidare innebär ett krav på att ett företag måste få nödvändiga tillstånd innan regeringen beslutar om investeringen ska få statligt stöd att företaget behöver satsa stora belopp och lägga ned omfattande resurser på projektet utan att ha någon visshet om de finansiella förutsättningarna. Regeringen har förståelse för att detta inte anses skapa de förutsättningar som ett företag behöver för att investera i ett så omfattande och kapitalintensivt projekt som kärnkraftsutbyggnad. Samtidigt måste företag som är intresserade av att ansöka om statligt stöd för investeringar i ny kärnkraft förmås att vidta de åtgärder som krävs för att tilltänkta investeringar ska bli verklighet. Regeringen behöver också ha en försäkran om att den omfattande process som en ansökan om stöd innebär för regeringen utgår från en seriös aktörs vilja och förmåga att investera i och driva nya kärnkraftsreaktorer. Regeringen föreslår därför att stöd endast får beslutas efter det att projektbolaget har ansökt om de tillstånd som krävs enligt kärntekniklagen och miljöbalken för uppförande, innehav och drift av den nya kärnkraftsreaktorn eller de nya kärnkraftsreaktorer som beslutet om stöd avser. Genom förslaget hanteras också Strålsäkerhetsmyndighetens upplysning om att ett krav på tillstånd innan beslut om stöd inte är förenligt med kärntekniklagens krav på företaget att kunna visa tillräckliga ekonomiska resurser vid tillståndsprövningen. Kravet på att ha ansökt om de tillstånd som krävs innebär inte att stödet kommer att beslutas så snart sådana ansökningar har lämnats in och statsstödsprövningen är klar. Regeringen kan behöva avvakta en tid för att hinna bilda sig en uppfattning om kvaliteten på tillståndsansökningarna.

Fortum och Uniper påpekar att regelverket för tillståndsprocessen är under förändring och att det bör beaktas vid utformningen av regeringens förslag. Regeringen har mottagit betänkandet Ny kärnkraft i Sverige – effektivare tillståndsprövning och ändamålsenliga avgifter (SOU 2025:07). Betänkandet bereds i Regeringskansliet. Regeringen anser att lagen om statligt stöd bör träda i kraft så snart som möjligt och därför inte kan invänta den beredningen. Förslaget till lag om statligt stöd för investeringar i ny kärnkraft har därför utformats med utgångspunkt i gällande regler för tillståndsprocessen.

Hänvisningar till S5-4-4

5.4.5. Det ställs krav på projektbolagets ägare och ledning

Regeringens förslag: Stöd får endast lämnas till ett företag om den som har ett kvalificerat innehav av andelar i företaget är lämplig att utöva ett väsentligt inflytande över ledningen av företaget, och den som ingår i företagets ledning är lämplig för en sådan uppgift.

Med kvalificerat innehav avses detsamma som i 1 kap. 5 § 15 lagen om bank- och finansieringsrörelse.

Promemorians förslag överensstämmer i huvudsak med regeringens.

Promemorians förslag har en annan språklig utformning med innebörden att prövningen av företagets ägare och ledning delvis görs med utgångspunkt i andra kriterier.

Remissinstanserna: Ingen remissinstans yttrar sig särskilt i denna del. Skälen för regeringens förslag: Det är av största vikt att stöd enbart lämnas till projektbolag vars större ägare och företrädare bedöms lämpliga.

Lämplighetsprövningen syftar bl.a. till att förhindra att en olämplig ägare får möjlighet att missbruka sin ställning och sitt inflytande över verksamheten samt att säkerställa att den omedelbara ledningen av bolaget utgörs av personer som bedöms lämpliga för en sådan uppgift.

Prövningen bör omfatta de ägare som har ett kvalificerat innehav av andelar i företaget samt personer som ingår i företagets ledning. Om en sådan ägare är en juridisk person ska prövningen omfatta ställföreträdare för den juridiska personen. Med ledning avses styrelseledamöterna och dessas suppleanter, verkställande direktören och vice verkställande direktören.

Prövningen bör avse ägarnas lämplighet att utöva ett väsentligt inflytande över ledningen av företaget. Detta innebär bl.a. att ägaren eller ägarna ska bedömas vara redbara, ha de förutsättningar som krävs för att t.ex. ansöka om och ta i anspråk ett tillstånd att uppföra en kärnkraftsreaktor samt fullfölja projektet till dess färdigställande. Vid denna bedömning bör hänsyn tas till hur stort innehav respektive ägare har och dennes inflytande.

Vad gäller projektbolagets ledning bör prövningen säkerställa att personerna som ingår i ledningen bedöms vara lämpliga att inneha uppdraget. Detta innebär bl.a. att personerna ska bedömas vara redbara och besitta erfarenheter som är relevanta för uppgiften.

Inom ramen för bedömningen av ägarnas och ledningens lämplighet bör det särskilt beaktas om de i väsentlig utsträckning har åsidosatt sina skyldigheter i näringsverksamhet eller i andra ekonomiska angelägenheter eller gjort sig skyldig till allvarlig brottslighet. Exempel på detta kan vara att de dömts för skattebrott, ekonomisk brottslighet eller sådan brottslighet som är riktad mot Sveriges säkerhet eller varit föremål för konkursförfarande (jfr prop. 2008/09:155 s. 87).

Lämplighetsprövningen bör vara en del av prövningen av en ansökan inför ett beslut om statligt stöd. För att kunna fullgöra en prövning av nämnda förhållanden avseende projektbolagets ägare respektive ledning behöver regeringen få det underlag som behövs för bedömningen. Regeringen kan bl.a. i den förordning som regeringen avser att ta fram ange de närmare uppgifter som behövs för prövningen. Ändrade ägar- och ledningsförhållanden i ett projektbolag som får stöd bör även följas upp genom exempelvis villkor i avtalen om stöd.

Hänvisningar till S5-4-5

5.4.6. Stödet ska vara förenligt med EU:s regler om statligt stöd

Regeringens bedömning: Bestämmelserna om att stödåtgärder inte får genomföras förrän Europeiska kommissionen beslutat att godkänna stödet i fördraget om Europeiska unionens funktionssätt är direkt tillämpliga och behöver inte upplysas om i en särskild bestämmelse i den föreslagna lagen.

Promemorians förslag överensstämmer inte med regeringens bedömning. I promemorian föreslås en upplysningsbestämmelse i lag.

Remissinstanserna: Ingen remissinstans yttrar sig särskilt i denna del. Skälen för regeringens bedömning: Regeringen delar bedömningen i promemorian att stöd som lämnas enligt den föreslagna lagen omfattas av bestämmelserna om statligt stöd i artiklarna 107–109 i fördraget om

Europeiska unionens funktionssätt. En medlemsstat ska enligt artikel 108 underrätta Europeiska kommissionen om alla planer på att vidta eller ändra stödåtgärder. Om inga särskilda undantag är tillämpliga får medlemsstaten inte genomföra en stödåtgärd innan den har godkänts av kommissionen. Regeringen avser att underrätta kommissionen om det statliga stöd som regeringen i varje enskilt fall avser att lämna till ett projektbolag och invänta kommissionens godkännande innan beslut om stöd fattas. En sammanfattande beskrivning av processen finns i avsnitt 7.2. Regeringen anser mot denna bakgrund att det inte behövs någon upplysningsbestämmelse om detta i lagen.

Hänvisningar till S5-4-6

5.5. Regeringen får meddela ytterligare föreskrifter om stöd

Regeringens förslag: Det upplyses om att regeringen med stöd av 8 kap. 7 § regeringsformen kan meddela ytterligare föreskrifter om stödet.

Promemorians förslag överensstämmer delvis med regeringens. I promemorian föreslås att det är regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer som får meddela ytterligare föreskrifter om vad en ansökan ska innehålla.

Remissinstanserna: Ingen remissinstans har yttrar särskilt i denna del. Skälen för regeringens förslag: Regeringen kan med stöd av den s.k. restkompetensen i 8 kap. 7 § första stycket 2 regeringsformen meddela föreskrifter om statligt stöd till företag för investeringar i ny kärnkraft. Den föreslagna lagen innebär dock att det är riksdagen som reglerar de grundläggande förutsättningarna och formerna för stödet, i enlighet med 8 kap. 8 § regeringsformen. Regeringen anser att kompetensen att meddela ytterligare föreskrifter om stödet bör finnas kvar hos regeringen för att bl.a. närmare villkor för stödet och kraven på vad en ansökan om stöd ska innehålla ska kunna regleras i förordning. Det bör därför upplysas om att regeringen kan meddela ytterligare föreskrifter om stödet.

Regeringen har också enligt 8 kap. 7 § första stycket 1 regeringsformen rätt att meddela verkställighetsföreskrifter. Någon upplysningsbestämmelse om detta behövs dock inte.

Hänvisningar till S5-5

5.6. Ikraftträdande- och övergångsbestämmelser

Regeringens förslag: Den nya lagen om statligt stöd för investeringar i ny kärnkraft ska träda i kraft den 1 augusti 2025.

Regeringens bedömning: Det behövs inte några övergångsbestämmelser.

Promemorians förslag överensstämmer inte med regeringens förslag.

Promemorians förslag innebär att lagen träder i kraft den 6 maj 2025.

Remissinstanserna: Flera remissinstanser efterlyser samhällsekonomiska analyser och ytterligare konsekvensanalyser innan ett stöd införs, däribland Energimarknadsinspektionen och Företagarna som på dessa grunder avstyrker ett genomförande och IVA som ifrågasätter att lagen ska träda i kraft redan den 6 maj 2025 mot bakgrund av bristande känslighets- och konsekvensanalys.

Svenskt Näringsliv betonar vikten av att uppnå framdrift för investeringar i ny kärnkraft till följd av en global kapplöpning om resurser för en sådan utbyggnad.

Skälen för regeringens förslag: Den föreslagna lagen innebär inte att staten är bunden att lämna stöd till investeringar i ny kärnkraft. Däremot möjliggör lagen ett inledande av de processer som krävs för att ett beslut om stöd till byggande av ny kärnkraft ska vara möjligt. Processen inför ett beslut om att lämna stöd innehåller flera tidskrävande moment, bl.a. anmälan till Europeiska kommissionen om statsstöd och förhandlingar mellan regeringen och ett projektbolag. Samtidigt kan berörda aktörer behöva viss tid på sig för att exempelvis bilda ett projektbolag och förbereda en ansökan enligt den nya lagen. Till detta kan läggas de omfattande tillståndsprocesser som krävs för att bygga ny kärnkraft där de finansiella förutsättningarna är en viktig del. Utöver tidsaspekterna kommer det också att vara en global konkurrens om de resurser som krävs för en utbyggnad, i enlighet med vad Svenskt Näringsliv framför.

Regeringen redovisar i avsnitt 8 en konsekvensanalys av beslut om stöd inom lagens ramar och anser att analysen ger ett tillräckligt underlag för att lagen ska kunna träda i kraft. Regeringen anser inte, till skillnad från bl.a. Energimarknadsinspektionen, att ytterligare konsekvensanalyser är nödvändiga. Regeringen bedömer att ny kärnkraft behövs och att detta förutsätter ett statligt stöd åtminstone för de första projekten, vilket redogörs för i avsnitt 4. Det är därför angeläget att lagen kan träda i kraft så snart som möjligt. Mot denna bakgrund samt med hänsyn till återstående beredningsåtgärder och riksdagens handläggningstid bör den nya lagen träda i kraft den 1 augusti 2025. Några övergångsbestämmelser bedöms inte behövas.

Hänvisningar till S5-6

5.7. Stödet bör omfatta en viss mängd installerad elektrisk effekt

Regeringens bedömning: Stödet för investeringar i nya kärnkraftsreaktorer bör omfatta investeringar i ny kärnkraft motsvarande en installerad elektrisk effekt om upp till ca 5 000 MW.

Promemorians förslag överensstämmer i huvudsak med regeringens bedömning. I promemorian redovisas ett intervall på 4 000–6 000 MW.

Remissinstanserna: Flera remissinstanser, däribland SKGS, Teknikföretagen och Svenskt Näringsliv anser att stödets omfattning måste vara tillräckligt stor för att realisera skalfördelar men samtidigt tillräckligt begränsad för att hålla kostnader och risk för skattebetalare och elkonsumenter på en rimlig nivå. Energiföretagen, SKGS och Skogsindustrierna bedömer att 4 000–6 000 MW, motsvarande 10–15 procent av förväntad total produktion 2045, är en rimlig omfattning. IF Metall delar uppfattningen att investeringar motsvarande ca 5 000 MW är nödvändiga för att säkra att investeringar i ett nytt slutförvar inte blir för betungande för de nya projekten. Vattenfall uppskattar att om kostnaden för ett nytt slutförvarsprogram ska bli rimlig behöver utbyggnaden uppgå till minst 4 000 MW och att det behövs en garanti för att det första projektet endast belastas med sin andel. Även Uniper menar att det behöver ställas garantier för framtida hantering av avfall från en ny reaktor för att minska risken för den som bygger den första reaktorn.

Energimarknadsinspektionen anser att positiva läroeffekter inte kan tas för givet eftersom det är oklart om det är samma typ av kärnkraftsreaktorer som kommer att byggas. Energimyndigheten menar att en nedre gräns om 300 MW för ett projekt i kombination med en stor programstorlek riskerar att leda till en heterogen mängd av små projekt vilket skulle kunna motverka skalfördelar och läroeffekter och lyfter frågan om ett stegvis förfarande med ett första steg om 2 500 MW vore att föredra. Svenska kraftnät anser att modellen bör utformas för att vara mer flexibel och kunna hantera scenarier som avviker från regeringens planeringsmål om 300 TWh.

Skälen för regeringens bedömning

Regeringen har i den energipolitiska inriktningspropositionen redovisat bedömningen att ny kärnkraft med en total effekt om minst 2 500 MW, motsvarande två storskaliga reaktorer, bör finnas på plats senast 2035 och att det till 2045 behövs en kraftfull utbyggnad (prop. 2023/24:105 s. 36). Utredningen om finansiering och riskdelning hade i uppdrag att ta fram en riskdelningsmodell som skulle bidra till att få på plats 2 500 MW 2035. I promemorian görs bedömningen att 2 500 MW inte är tillräckligt för att realisera nödvändiga skalfördelar för att investeringar i de enskilda projekten ska bli lönsamma. Därför föreslås att finansierings- och riskdelningsmodellen ska omfatta investeringar i ny kärnkraft motsvarande en installerad elektrisk effekt på 4 000–6 000 MW.

Regeringen delar, i likhet med Vattenfall, Uniper och IF Metall, promemorians bedömning att 2 500 MW sannolikt inte är tillräckligt för att hantera programrisken. Investeringar i slutförvar för kärnavfall känne-

tecknas av höga fasta kostnader. Om dessa fasta kostnader fördelas på en för låg produktion av kärnkraftsproducerad el riskerar det att göra de enskilda projekten olönsamma. Genom att ge stödet en större omfattning skapas förutsättningar för att flera projekt i framtiden ska kunna dela på de fasta kostnaderna för omhändertagande av kärnavfall, likt hur kärnavfallsprogrammet för befintliga reaktorinnehavare fungerar.

Det råder, för den eller de aktörer som bygger de första reaktorerna, en osäkerhet om huruvida en mer omfattande utbyggnad av kärnkraften kommer att realiseras. Regeringen har därför gett Riksgäldskontoret i uppdrag att utreda och föreslå hur programrisken kan minskas för att inte påverka investeringsviljan negativt för de första projekten (KN2024/01812). Denna risk avses hanteras utanför finansierings- och riskdelningsmodellen, även om villkoren för riskdelning i slutförvarsfrågan sannolikt kommer att beaktas av Europeiska kommissionen vid en framtida statsstödsprövning av ett projekt.

Utöver kostnaden för slutförvar kan det finnas andra stordriftsfördelar med en utbyggnad om mer än 2 500 MW. Energimarknadsinspektionen anser att positiva läroeffekter inte kan tas för givna. Regeringen menar att det är sannolikt att de första reaktorerna som byggs i Sverige kommer att vara dyrare än sina efterföljare och delar därmed bedömningen i promemorian. I takt med att erfarenhet byggs upp och nya logistikkedjor etableras förväntas såväl kostnader som risker för att bygga ny kärnkraft minska och därmed förändras också behovet av statligt stöd.

Detta stöd är avsett att vara ett medel för att starta investeringar och etablering av ny kärnkraft i Sverige. Regeringen bedömer därför, i likhet med SKGS, Teknikföretagen och Svenskt Näringsliv, att det bör anges en begränsning. Energiföretagen, SKGS och Skogsindustrierna bedömer att 4 000–6 000 MW är en rimlig omfattning. Regeringen anser att begränsningen bör vara i form av en högsta nivå och en lämplig nivå bör vara mittpunkten i det intervall som anges i promemorian. Eftersom det kan behövas ett visst utrymme för flexibilitet kring denna högsta nivå beroende på val av reaktormodeller anges den i cirka-termer. Regeringen anser därför att stödet bör omfatta investeringar i ny kärnkraft motsvarande en installerad elektrisk effekt om upp till ca 5 000 MW.

Energimyndigheten menar att det finns skäl att överväga ett stegvis förfarande. Regeringen delar denna syn och menar att det tänkta förfarandet, med projektspecifika ansökningar, prövning och beslut om stöd, innebär ett stegvis ianspråktagande av stödet där både behovet av ny kärnkraft och behovet av stöd kan beaktas.

6. Statligt ägande i projektbolag

Regeringens bedömning: Det kan finnas skäl för staten att genom förvärv av aktier bli delägare i ett projektbolag. I det fall staten deltar som ägare bör det vara på villkor som är jämförbara med övriga ägares.

Statens ägarandel bör inte vara större än att övriga ägares incitament för ett effektivt genomförande av projektet säkerställs.

Promemorian innehåller inget förslag om statligt ägande men det förs fram att den föreslagna stödmodellen inte utesluter möjligheten för staten att via ett statligt ägt riskkapitalbolag investera kapital i utbyte mot aktier i projektbolaget och agera som en aktiv ägare under en kortare eller längre period.

Remissinstanserna: Vattenfall för fram att storleken på projektet som bolaget planerar för är för stort för att Vattenfall ensamt ska ansvara för det och ser därför positivt på att det i promemorian öppnas för ett statligt ägande i ett projektbolag med flera delägare eftersom staten har den starkaste balansräkningen. Fortum menar att de ägarmässiga förutsättningarna för projektbolaget behöver tydliggöras, speciellt i fråga om i vilken utsträckning projektbolaget konsolideras i ägarbolagens räkenskaper. Sydsvenska handelskammaren förordar ett upplägg där staten är medägare av kärnkraftverken och delar de risker som finns i konstruktionsfasen direkt. Konjunkturinstitutet menar att det bör utredas om det vore att föredra att staten genomför projektet i egen regi. LO anser att om ny kärnkraft ska byggas med omfattande offentliga subventioner bör den ägas offentligt. IF Metall menar att mer betydande offentligt ägande bör övervägas, för att skattebetalarna ska få ta del av framtida avkastning på eget kapital. Energimyndigheten väcker frågan om staten borde gå in som majoritetsägare vid de första 2 500 MW kärnkraft för att minska kostnaderna för att bära riskerna.

Skälen för regeringens bedömning: Det kan finnas skäl som talar för att staten bör gå in som ägare i ett projektbolag som investerar i ny kärnkraft. Ett sådant skäl kan vara att genom ett statligt delägande skapa en ägarstruktur som förbättrar förutsättningarna för större kärnkraftsprojekt. Fortum och Vattenfall menar att frågan om projektbolaget redovisningsmässigt måste konsolideras i ägarbolagens räkenskaper är avgörande för deras möjlighet att investera i ett större projekt.

Konsolidering innebär att finansiella nyckeltal i ägarbolagens finansiella rapportering kan påverkas negativt av de statliga lånen i projektbolaget, vilket riskerar att försämra ägarbolagens möjligheter att finansiera sig på marknaden. Risken för sådana effekter minskar med flera delägare i projektet, där staten kan vara en. Även en situation med flera ägare där projektbolaget inte fullt ut konsolideras i någon av ägarnas räkenskaper kan potentiellt vara problematisk. Kreditvärderingsinstitut kan göra bedömningar av ägarnas framtida åtagande i projektbolaget som innebär att en större eller finansiellt starkare delägare i praktiken förutsätts ta ett ansvar som är oproportionerligt stort i förhållande till dess ägarandel. Sådana problem bör minska om staten är delägare i projektbolaget.

Osäkerheten kring de framtida bedömningar som kreditvärderingsinstitut och finansiärer kommer att göra kan resultera i investeringar i

mindre projekt än vad som är önskvärt ur ett samhällsekonomiskt perspektiv eller att investeringar helt uteblir. Större projekt kan ha betydelsefulla fördelar. En sådan är skalfördelar vilket förväntas leda till en lägre produktionskostnad för el. En annan är att staten har vissa fasta kostnader kopplade till de enskilda projekten, t.ex. kostnader för statsstödsprövning, uppföljning och förhandlingar. Om dessa kostnader kan fördelas på en större volym producerad el finns förutsättningar för ett mer effektivt resursutnyttjande. Därtill kan större projekt innebära att mer kärnkraftsproduktion kommer på plats tidigare. Regeringen anser därför att det kan vara motiverat med statligt ägande för större projekt. Regeringen delar vidare IF Metalls uppfattning att det kan vara motiverat att förvärva aktier för att kunna få del av den potentiella avkastning som projektet kan generera.

Regeringen bör i det enskilda fallet överväga om det är motiverat för staten att äga en andel av projektbolaget som investerar i ny kärnkraft. Det statliga ägandet är inte en stödkomponent enligt den föreslagna lagen om statligt stöd utan förutsätter ett ägande på villkor som är jämförbara med övriga ägares. Projektets förutsättningar och andra ägares intresse av att samäga projektbolaget med staten kan resultera i olika bedömningar för olika projekt av om staten bör förvärva aktier i bolaget och på vilka villkor. Projektens olika förutsättningar kan vidare medföra olika bedömningar av vad som är en lämplig och ändamålsenlig ägarstruktur i respektive projektbolag och vilken ägarandel staten bör inneha. LO förordar en lösning där projektet genomförs i statlig regi vilket organisationen anser skulle ersätta behovet av vinstdelningsmekanismen. Konjunkturinstitutet anser att vissa problem, t.ex. bristande incitament att beakta ett samhällsekonomiskt perspektiv i projektbolaget, kan undvikas om staten genomför projektet i egen regi och att en sådan lösning bör utredas vidare. Regeringen menar att det är viktigt att bolag som har den kompetens som är nödvändig för att möjliggöra ny kärnkraft har ägarandelar i projektbolaget.

För det fall staten går in som delägare är utgångspunkten att projektbolaget verkar på marknadsmässig grund och i likhet med övriga bolag med statligt ägande lyder under samma lagar som privatägda bolag, däribland aktiebolagslagen (2005:551). I aktiebolagslagen finns en uppdelning av ansvar mellan ägare, styrelse och ledning. Det är bolagets styrelse och ledning som ansvarar för bolagets organisation och förvaltningen av dess angelägenheter samt den löpande förvaltningen av bolagets operativa verksamhet.

Vad gäller statens ägarandel bedömer regeringen att den inte bör vara större än att övriga ägares incitament att genomföra projektet effektivt och att uppnå så bra ekonomisk avkastning i projektbolaget som möjligt kan säkerställas. Det hindrar inte att staten blir majoritetsägare i ett projektbolag om det finns skäl för det. För att regeringen ska kunna förvärva aktier i ett projektbolag krävs enligt 8 kap. 3 § budgetlagen riksdagens bemyndigande. Regeringen avser därför att återkomma till riksdagen i frågan om det bedöms bli aktuellt. Vidare krävs sannolikt ett statsstödsgodkännande inför ett eventuellt statligt ägande i ett projektbolag, som ska få stöd enligt det föreslagna lagen, eftersom mycket talar för att EUkommissionens prövning kommer att omfatta statens samlade inblandning i respektive projekt.

7. Processen för statligt stöd

För att regeringen ska kunna besluta om att lämna stöd till ett projektbolag behöver en rad andra beslut vara fattade. Dels behöver de projekt som kan komma att bli föremål för stöd väljas ut. Detta sker genom ett öppet ansökningsförfarande där regeringen har möjlighet att jämföra och ta ställning till olika projekt som kan bli aktuella. Därtill behövs även EUkommissionens beslut om att godkänna statsstöd för det enskilda projektet samt riksdagens beslut om att bevilja de finansiella befogenheter som är nödvändiga för stödet.

I avsnitt 7.1 redogörs för processen fram till att regeringens beslut att lämna stöd kan fattas. Avsnitt 7.2 innehåller en fördjupning av processen för att få statsstödsgodkännande från EU-kommissionen.

Hänvisningar till S7

7.1. Ansökningsprocessen

Processen för prövning om statligt stöd initieras genom att projektbolaget skickar in en ansökan till regeringen. Bestämmelser om bl.a. vad en ansökan ska innehålla avses att meddelas i förordning. En ansökan behöver som utgångspunkt innehålla en projektplan där t.ex. plats, projektets omfattning, tidplan och kostnader redovisas. Efter att en ansökan har kommit in sker en bedömning av om projektet är lämpligt att ta vidare i processen. För denna bedömning kan kompletterande information från projektbolaget behöva begäras in och uppgifter inhämtas från berörda myndigheter.

Energimyndigheten, Konkurrensverket, Svenska kraftnät och Skellefteå kraft m.fl. anser att ansökningar om stöd bör konkurrensutsättas exempelvis med avseende på lösenpris i differenskontraket. Regeringen bedömer att det kommer att finnas möjlighet till konkurrens mellan sökande företag genom att ansökningsprocessen är öppen för alla företag som har intresse av stödet och att förutsättningarna för olika projekt kommer att kunna jämföras. Regeringen bedömer att prövningen av vilka projekt som ska få stöd behöver ske genom en samlad bedömning av en rad samhälleliga intressen och projektspecifika förutsättningar och att det vare sig är ändamålsenligt eller möjligt att fastställa och rangordna dessa på förhand. Ett anbudsförfarande för att fastställa t.ex. lösenpriser bedöms därför inte vara genomförbart.

I det fall ett projekt bedöms lämpligt att ta vidare påbörjas en förhandling om stödets omfattning och villkor mellan regeringen och projektbolaget samt en dialog med kommissionen för att underlätta nästa steg i processen.

När regeringen och projektbolaget är överens anmäler regeringen formellt stödet till kommissionen för prövning. Under denna fas av processen kan kommissionen komma med synpunkter på stödets omfattning och utformning. Dessa behöver vara acceptabla ur både statens och projektbolagets perspektiv för att processen ska kunna fortskrida.

När kommissionen godkänt statsstödet kan regeringen fatta beslut om att lämna stöd och ingå de avtal som närmare reglerar stödet inom ramen för de bemyndiganden som inhämtats från riksdagen. Det förutsätter att projektbolaget har ansökt om tillstånd enligt kärntekniklagen och miljö-

balken, i enlighet med lagförslaget i denna proposition. Regeringen kan vidare, i förekommande fall, besluta att förvärva aktier i projektbolaget efter att en separat process inför det har genomförts.

Hänvisningar till S7-1

  • Prop. 2024/25:150: Avsnitt 7

7.2. Statsstödsprocessen

Process för anmälan av statliga stöd

En redogörelse för relevanta statsstödsbestämmelser finns i promemorians avsnitt 7.2. Regeringen bedömer att föreslaget stöd är att anse som ett statligt stöd enligt EU:s statsstödsregler. Vidare krävs sannolikt ett statsstödsgodkännande inför ett eventuellt statligt ägande i ett projektbolag, som ska få stöd enligt det föreslagna lagen, eftersom mycket talar för att EU-kommissionens prövning kommer att omfatta statens samlade inblandning i respektive projekt. En medlemsstat måste enligt artikel 108 i EUF-fördraget anmäla alla planer på att vidta stödåtgärder till kommissionen och får i normalfallet inte genomföra en åtgärd innan den har godkänts. Kommissionen godkänner antingen individuella stöd till identifierade företag eller hela stödordningar som möjliggör för medlemsstaten att godkänna stöd till flera företag och projekt. Regeringen bedömer att det inte finns förutsättningar att få kommissionens godkännande för en stödordning för kärnkraft, eftersom en sådan prövning inte ger samma möjlighet för kommissionen att beakta detaljerna i stödet och det specifika projektets förutsättningar och påverkan på konkurrensen. Varje stöd som regeringen avser lämna till ett projektbolag och de närmare villkoren för stödet kommer i stället att anmälas individuellt till kommissionen.

Process för statsstödsanmälan och beslut

Anmälan om statligt stöd för ett projekt upprättas av regeringen och bör inkludera ett utkast på den legala grunden för stödet. I detta fall antas den legala grunden vara det civilrättsliga avtal som regeringen och ett projektbolag har förhandlat fram. Processen för kommissionens hantering av anmälda stöd anges i artikel 4 i rådets förordning (EU) 2015/1589 av den 13 juli 2015 om tillämpningsföreskrifter för artikel 108 i fördraget om Europeiska unionens funktionssätt. Kommissionen ska fatta beslut inom två månader från det att en fullständig anmälan har lämnats in. Anmälan anses fullständig först när kommissionen inte begär ytterligare upplysningar. Även under förhandlingen mellan regeringen och ett projektbolag är det därför lämpligt att kommissionens konkurrensdirektorat löpande hålls informerade och ges möjlighet att lämna synpunkter på utformningen. Det minskar behovet av ytterligare upplysningar och kompletteringar till kommissionen efter det att anmälan har lämnats in.

När anmälan är fullständig gör kommissionen först en preliminär prövning av stödet för att konstatera om stödet är förenligt med den inre marknaden eller inte. Om kommissionen är tveksam kan den besluta att inleda ett formellt granskningsförfarande. Formellt granskningsförfarande har använts i alla fall där kommissionen prövat stöd till nya kärnkraftverk de senaste åren. Det finns därför skäl att anta att ett formellt granskningsförfarande kommer att inledas även avseende svenska stöd till ny kärnkraft.

Ett formellt granskningsförfarande innebär att kommissionen publicerar sin preliminära bedömning med en beskrivning av relevanta sak- och rättsfrågor. Medlemsstater och andra berörda parter får sedan lämna synpunkter som Sverige ges tillfälle att bemöta. Tidsfristerna för respektive yttrande ska normalt inte överstiga en månad. Med beaktande av inkomna synpunkter kan kommissionen fatta ett slutligt beslut. Kommissionens beslut kan överklagas till EU-domstolen. Regeringen kan besluta om att lämna stöd efter kommissionens godkännande även om kommissionens beslut överklagas.

Hänvisningar till S7-2

8. Konsekvenser

Förslaget till ny lag innebär att det finns en grund för att påbörja processer om stöd. Lagförslaget har emellertid inte i sig några direkta konsekvenser för elsystemet, näringslivet, hushållen eller offentliga finanser. Lagen utgör en ram för statligt stöd till investeringar i nya kärnkraftsreaktorer som lämnas i form av lån och dubbelriktade differenskontrakt. Lagen kompletteras av bedömningar som avses ligga till grund för utformningen av de villkor som ska regleras mellan staten och det företag som får stöd. De parametrar som behöver fastställas i avtalen, såsom andel lån och lösenpris, är inte låsta på förhand utan behöver förhandlas mellan staten och projektbolaget samt genomgå en statsstödsprövning. Vidare förutsätter regeringens beslut om stöd att den har inhämtat erforderliga finansiella befogenheter från riksdagen i en ekonomisk proposition. Inom lagens ramar och med alla förutsättningar för beslut om stöd på plats får ett statligt stöd konsekvenser. Detta avsnitt baseras på en rad antaganden för att illustrera möjliga konsekvenser.

Hänvisningar till S8

  • Prop. 2024/25:150: Avsnitt 5.6

8.1. Övergripande antaganden för konsekvensbedömningen

Tillkommande kärnkraft med statligt stöd

Utgångspunkten för konsekvensanalysen är att investeringar i ny kärnkraft motsvarande 5 000 MW realiseras genom finansierings- och riskdelningsmodellen. Vid en kapacitetsfaktor på 0,89 motsvarar detta en tillkommande elproduktion på 39 TWh per år. Alla priser i är angivna i 2025 års prisnivå.

Scenarier för elbehov och elproduktion

Uppskattningar av effekterna på elsystemet av statligt stöd bygger på en jämförelse mellan kostnaden för att producera minst 300 TWh 2045 med det elsystem som kan antas följa av ny kärnkraft med statligt stöd och kostnaden för ett elsystem utan ny kärnkraft. Vad gäller produktionsmixens utveckling är, precis som i konsekvensbedömningen i promemorian, Svenska kraftnäts långsiktiga marknadsanalys (LMA 2024-01-26) ett underlag. Analysen omfattar bl.a. två s.k. elektrifieringsscenarier vilka

möter regeringens planeringsmål. I det ena avvecklas befintlig kärnkraft i takt med att anläggningarnas livslängd nås och regeringens planeringsmål uppfylls genom en kraftig utbyggnad av land- och havsbaserad vindkraft (Elektrifiering förnybart, EF). Detta betraktas som nollalternativet i konsekvensbedömningen. I det andra scenariot förlängs livslängden i befintlig kärnkraft, samtidigt som det investeras i både ny kärnkraft och land- och havsbaserad vindkraft (Elektrifiering planerbart, EP).

I båda scenarierna byggs vindkraften ut kraftigt, från dagens ca 40 TWh till 170 TWh landbaserad vindkraft och 67 TWh havsbaserad vindkraft till 2045 i EF-scenariot, respektive 96 TWh landbaserat och 24 TWh havsbaserat i EP-scenariot. I EP-scenariot producerar kärnkraften 110 TWh 2045, dvs. lite drygt en dubblering av dagens kapacitet. Under antagandet att livstidsförlängda verk till 80 år svarar för ca 50 TWh skulle omkring 60 TWh komma från nya verk, vilket är ca 20 TWh mer än produktionen från de anläggningar som bedöms omfattas av det föreslagna stödet. I konsekvensbedömningen betraktas hela utbyggnaden av ny kärnkraft ändå som en följd av stödet. Produktionen från livstidsförlängda kärnkraftverk ses dock inte som en följd av stödet.

Skillnaderna mellan scenarierna EP och EF kan bara delvis antas vara effekter av införandet av stödet, vilket också lyfts fram i remissvar från

Energimyndigheten. Energimarknadsinspektionen instämmer i promemorians bedömning att effekterna på elsystemets kostnader såväl som på elpriset är svårbedömda. Regeringen delar denna bedömning och i konsekvensanalysen dras därför, liksom i promemorian, i huvudsak kvalitativa slutsatser från jämförelserna mellan de två scenarierna vad gäller stödets effekter.

Flera remissinstanser, bl.a. Konjunkturinstitutet och Naturvårdsverket, saknar en samhällsekonomisk analys. Regeringen menar att flertalet omvärldsfaktorer i tidsperspektivet 2045 är förknippade med mycket stor osäkerhet, vilket försvårar en strikt kvantitativ samhällsekonomisk analys.

Svenska kraftnät menar att det skulle kvarstå en betydande osäkerhet kring utvecklingen på elmarknaden trots en gedigen samhällsekonomisk analys.

Till konsekvensanalysen av differenskontrakten används även scenariot Färdplaner mixat, FM, från Svenska kraftnäts LMA. I FM antas att kärnkraftens produktion 2045 ligger kvar på ungefär samma volym som i nuläget och att konsumtionen understiger regeringens planeringsmål. Trots att FM inte når upp till den planerade elförbrukningen används detta scenario till en känslighetsanalys av differenskontrakten för att illustrera ett scenario med lägre elpris.

Kostnader för ny kärnkraft

Konsekvensanalysen baseras på samma antaganden om förväntade uppförande- och driftkostnader för ny kärnkraft som redovisas i promemorians referensscenario, med skillnaden att de räknas upp till 2025 års priser med konsumentprisindex (KPI). Genom att kostnaderna räknas upp med KPI blir de jämförbara med prisnivån som Svenska kraftnäts LMA-scenarier anges i men de ska inte ses som en bedömning av vad som är ett rättvisande prisindex för kärnkraftens insatsvaror.

Flera remissinstanser, bl.a. Chalmers, Energimarknadsinspektionen,

Svensk Vindenergi, Uniper och Riksgäldskontoret, har synpunkter på de

antaganden som görs i promemorian om kostnader för ny kärnkraft. Vissa remissinstanser menar att de kostnader som antas i promemorians referensscenario underskattar de förväntade kostnaderna medan andra efterfrågar en tydligare känslighetsanalys om antagandena inte visar sig stämma.

Regeringen delar slutsatserna i promemorian att osäkerheten kring de antagna kostnaderna i referensscenariot är stor men bedömer att det inte går att få en mer precis uppskattning av de förväntade kostnaderna än den som redovisas i promemorian. Konsekvensanalysen baseras därför på samma förväntade kostnader men innehåller, likt promemorian, känslighetsanalyser i ett scenario med kostnadsöverskridanden och förseningar (se avsnitt 8.6.4).

I promemorian beaktas både nationella och internationella studier som uppskattar kostnaderna för uppförande och drift av ny kärnkraft. Som redogörs för i promemorian tyder mycket på att kostnaderna har ökat de senaste åren bl.a. på grund av högre priser på kärnkraftens insatsvaror, vilket innebär att även relativt nyligen genomförda studier riskerar att underskatta kostnaderna. Mot denna bakgrund bedömer regeringen ansatsen i promemorian, där historisk information från studier vägs samman med mer framåtblickande bedömningar från branschaktörer och experter, som rimlig.

Av särskild vikt för den genomsnittliga produktionskostnaden för el (eng. levelized cost of energy, LCOE i det följande benämnt produktionskostnad) från ny kärnkraft är uppförandekostnad, byggtid och den kalkylränta som används för att nuvärdesberäkna kostnaderna. Vad gäller uppförandekostnaden antas denna exklusive finansieringskostnader (eng. overnight cost) i promemorians referensscenario uppgå till 80 miljoner kronor per MW i 2023 års priser för storskaliga reaktorer givet att en aktör bygger minst 2 000–3 000 MW av samma reaktormodell på samma plats. Efter uppräkning till 2025 års prisnivå uppgår motsvarande antagande till knappt 83 miljoner kronor per MW. Det kan noteras att denna nivå är högre än vad exempelvis Energiforsk, Svenska kraftnät och Energimyndigheten antar för ny kärnkraft i sina analyser (se bl.a. Energiforsk rapport 2021:714 s. 27). Samtidigt är nivån lägre än vad som kan observeras i flera pågående och nyligen avslutade europeiska kärnkraftsprojekt. Byggtiden antas i promemorian till 7 år, vilket motsvarar övre delen av det intervall som antas av Energiforsk (5–8 år) men, som

Riksgäldskontoret noterar i sitt remissvar, en kortare byggtid än genomsnittet av sentida kärnkraftsprojekt. Kalkylräntan i promemorians referensscenario uppgår till 7 procent i reala termer, vilket ligger över

Energiforsks antagande om 6 procent.

Givet dessa antaganden beräknas produktionskostnaden för ny kärnkraft i promemorians referensscenario till 110 öre per kWh. Med samma antaganden i övrigt som i promemorian beräknas produktionskostnaden i referensscenariot till 113 öre per kWh efter en uppräkning till 2025 års prisnivå. Regeringskansliets beräkningar visar vidare att om den förväntade uppförandekostnaden i stället skulle uppgå till exempelvis 100 miljoner kronor per MW, motsvarande 25 procent högre än vad som antas i promemorian, blir produktionskostnaden 133 öre per kWh. Om byggtiden förlängs till 10 år blir den i stället 124 öre per kWh. Vid en

samtidig sådan ökning av uppförandekostnaden och förlängd byggtid blir produktionskostnaden 146 öre per kWh.

Regeringen bedömer att kärnkraftens kostnader, byggtid och avkastningskrav sannolikt kommer att variera mellan projekt och över tid. Exempelvis beror de av projektets storlek, reaktortyp och vilka skalfördelar som över tid kan uppnås genom att lärdomar från tidigare projekt tillvaratas. Regeringen menar därför att bedömningar av produktionskostnaden för kärnkraft, men även för andra kraftslag såsom havsbaserad vind, ska ses som uppskattningar förknippade med stor osäkerhet.

Parametervärden i finansierings- och riskdelningsmodellen

Konsekvensanalysen baseras på de i promemorian föreslagna parametervärdena för de statliga lånen, differenskontraktet och risk- och vinstdelningsmekanismen. Som framgår av avsnitt 5 innehåller inte propositionen förslag på parametervärden, vilka i stället avgörs i förhandlingar mellan staten och ett projektbolag.

Kalkylräntan som används i beräkningar av produktionskostnader avser den viktade kapitalkostnaden (eng. weighted cost of capital, WACC) som beror på andelarna lånat respektive eget kapital och avkastningskraven för dessa. Till skillnad från exempelvis uppförandekostnader och byggtid har utformningen av finansiering- och riskdelningsmodellen en direkt påverkan på kalkylräntan. En åtskillnad behöver därför göras mellan den produktionskostnad som förväntas utan, eller med ett begränsat, statligt stöd och den som kan förväntas givet den föreslagna modellen för finansiering och riskdelning. I promemorian bedöms att finansierings- och riskdelningsmodellen med de föreslagna parametervärdena bör kunna sänka den reala kalkylräntan till 4 procent sett över hela investeringsperioden, jämfört med de 7 procent som antas i referensscenariot och inte beaktar det statliga stödet. Den lägre kalkylräntan är en konsekvens av statliga lån med subventionerad ränta och att även avkastningskravet på eget kapital sjunker när projektbolaget avlastas vissa risker. Den lägre kalkylräntan förklarar varför ett lösenpris om 80 öre per kWh i promemorian bedöms som tillräckligt trots att produktionskostnaden i referensscenariot med i övrigt samma antaganden uppgår till 110 öre per kWh.

Regeringskansliet har gjort motsvarande beräkningar för vad lösenpriset skulle behöva uppgå till vid en högre uppförandekostnad och längre byggtid. Till att börja med konstateras att ett lösenpris på 80 öre per kWh, givet i övrigt oförändrade antaganden, alltjämt bedöms som tillräckligt efter att uppförande- och driftkostnader räknats upp med KPI till 2025 års prisnivå. Detta beror på att även det underliggande marknadspriset på el har räknats upp vilket ger projektbolaget en högre förväntad intäkt efter att differenskontraktet löpt ut. Om uppförandekostnaden skulle bli högre än grundantagandet och exempelvis skulle uppgå till 100 miljoner kronor per MW skulle lösenpriset i differenskontraktet behöva vara 95 öre per kWh för att motsvara en real kalkylränta om 4 procent. Om i stället byggtiden förlängs till 10 år behöver lösenpriset, allt annat lika, bestämmas till 85 öre per kWh. Vid en samtidig sådan ökning av uppförandekostnaden och förlängd byggtid skulle lösenpriset bli 102 öre per kWh. Det bör poängteras att beräkningarna ovan är givet i övrigt oförändrade parametervärden, exempelvis vad gäller kapitalstruktur och ränta på de statliga lånen. I

praktiken kommer alla parametrar bestämmas simultant för att ge en rimlig riskjusterad avkastning till projektbolagets ägare. Om exempelvis andelen lånat kapital bestäms till en högre nivå än vad som antas i promemorian, 75 procent, skulle det ge en lägre kalkylränta och lösenpriset skulle kunna bestämmas till en lägre nivå med en bibehållen avkastning.

Regeringen gör ingen annan bedömning än i promemorian om vilket lösenpris som krävs för att ge investerare en tillräcklig förväntad avkastning för att få till stånd investeringar i ny kärnkraft. Däremot anser regeringen att det till följd av den stora osäkerheten, inte minst vad gäller uppförandekostnader, byggtid och avkastningskrav, finns anledning att belysa konsekvenserna av varierande skillnader mellan lösenpris och marknadspris på el (se avsnitt 8.2.2, 8.5 och 8.6.7).

Hänvisningar till S8-1

8.2. Effekter på elsystemets kostnader och elpriserna

Elsystemets kostnader kan delas in i produktionskostnader, kostnader för systemdrift, kostnader för flexibilitet och nätkostnader.

I promemorian redovisas resultatet från studier som påvisar att det på anläggningsnivå kostar mer att producera el med kärnkraft än med andra kraftslag. Samtidigt finns det exempel på studier som pekar på att kostnader för havsbaserad vindkraft ligger på liknande nivå som kärnkraft (se vidare avsnitt 8.2.1). I det sammanhanget bör det framhållas att kärnkraft bidrar till minskade systemkostnader, dels genom dess förmågor som kan bidra i stora delar till driftsäkerheten i samtliga systemdrifttillstånd och tidsperspektiv, dels genom ett minskat behov av att bygga ut elnätet eftersom kärnkraft kan byggas nära förbrukningen.

Svenska kraftnät tar upp att investeringar i ny kärnkraft som finansieras av svenska elförbrukare och skattebetalare till viss del kommer att innebära nyttor i andra länder. Svenskt Näringsliv framför att eftersom svenska skattebetalare och elanvändare kommer stå för den huvudsakliga risken och finansieringen av ny kärnkraft i Sverige bör en stor del av nyttorna tillfalla dem och en utökad marknadsintegration bör bedömas i ljuset av detta. E.ON, LO och Svemin AB påtalar att förbrukare i andra länder och utländska exportörer borde delta i finansieringen då merparten av nyttan med investeringen kan tillfalla utlandet. Även Ellevio framför att det bör utredas hur elen som går på export kan inkluderas. Regeringen bedömer att nyttan av ny kärnkraft i Sverige framför allt kommer svenskt näringsliv och svenska hushåll till del. Ny fossilfri planerbar elproduktion i Sverige kan på marginalen ersätta el från fossileldade kraftverk i grannländer vilket också är positivt. Regeringen vill i sammanhanget understryka att eftersom Sverige är en del av EU:s inre marknad för el innebär det att förändrade nyttoeffekter uppkommer i andra länder i samband med i princip alla typer av investeringar i elsystemet och även vid avveckling av anläggningar. Det gäller exempelvis vid investeringar i elproduktionsanläggningar, anläggningar som förbrukar el och kraftledningar. Så var också fallet med elcertifikatsystemet och motsvarande gäller vid avveckling, investeringar och stödsystem i andra EU-länder. Samtidigt gäller också att när regeringen prövar ärenden om utlandsförbindelser tas hänsyn

till hur det påverkar elmarknaden både i Sverige och utomlands. När det gäller vissa typer av infrastrukturprojekt på energiområdet finns bestämmelser inom EU om gränsöverskridande kostnadsfördelning (TEN-E förordningen, (EU) 2022/869), men det inkluderar inte investeringar i kärnkraft. Det är även möjligt för utländska ägarbolag att investera i ett projektbolag med statligt stöd, givet att de uppfyller villkoren. I sammanhanget bör det även tilläggas att det finns bestämmelser (se t.ex. riskberedskapsförordningen (EU) 2019/941) om att stödja grannländer vid kritiska situationer kopplade till elförsörjningen, vilket är något som bör eftersträvas av alla länder vid omställningen till ett fossilfritt elsystem. Det underlättas med en ökad mängd planerbar elproduktion i elsystemet.

Kommerskollegium saknar en analys av hur den gränsöverskridande elhandeln påverkas av förslaget. Regeringen bedömer, även om inte någon kvantitativ analys gjorts, att ny kärnkraft kommer att bidra till stabilare priser och mindre behov av fossil elproduktion i norra Europa vid ansträngda situationer när priserna är höga jämfört med om den ökade elproduktionen i stället skett med väderberoende kraftslag. I synnerhet om andelen väderberoende elproduktion ökar i vårt närområde.

Hänvisningar till S8-2

8.2.1. Elsystemets kostnader

Produktionskostnader

Vid en jämförelse av den genomsnittliga elproduktionskostnaden i ett elsystem med respektive utan kärnkraft kan det förväntas att ny kärnkraft i första hand ersätter de dyraste alternativen. I EP-scenariot är elproduktionen från den havsbaserade vindkraften 43 TWh lägre än i EFscenariot för 2045. I den rapport från Energiforsk som nämns ovan redovisas en jämförelse av kostnaderna mellan olika energislag. Energiforsks studie visar att kostnaden för havsbaserad vindkraft är obetydligt lägre än för kärnkraft (rapport 2021:714 s. 19 och 27). Sedan studien gjordes har kostnaden för samtliga energislag ökat och mycket talar för att även kostnaderna för havsbaserad vindkraft ökat. Trots att jämförelser mellan priser i auktioner är svåra att göra på grund av olika förutsättningar och villkor finns ändå indikationer på detta i resultat från omvända auktioner, t.ex. från Storbritannien, där priserna hamnat över 100 öre/kWh. Även om kostnaden för havsbaserad vindkraft är osäker, och varierar mycket mellan olika havsområden bl.a. på grund av logistikförutsättningar, anslutningsmöjligheter samt havsdjup och förutsättningar på havsbotten, tyder mycket på att den är betydligt dyrare än landbaserad vindkraft och mer i paritet med kärnkraft.

Vidare bör även värdet av levererad el beaktas vid en jämförelse mellan kraftslagen. Kärnkraft levererar el i större utsträckning än vindkraft vid högpristimmar under ansträngda förhållanden. Detta har en koppling till planerbarheten genom att kärnkraften producerar när efterfrågan på el är stor, dvs. under vintermånaderna när det är som kallast, men också vid de tillfällen och perioder när den väderberoende kraften inte har förutsättningar att producera. Regeringskansliets beräkningar bekräftar detta. Om elen värderas till spotpris har kärnkraften under perioden 2022–2024 haft 33 procent högre intjäningsförmåga (eng. capture rate), dvs. genom-

snittlig intäkt i förhållande till det genomsnittliga elpriset, jämfört med vindkraften.

Trots osäkerheterna är regeringens sammantagna bedömning att den genomsnittliga elproduktionskostnaden i elsystemet med tillkommande 5 000 MW kärnkraft hamnar på en jämförbar nivå som vid en utbyggnad baserad på havsbaserad vindkraft.

Kostnader för systemdrift

Nettokostnaderna för de frekvensrelaterade stödtjänsterna (FCR-D, FCR-N, mFRR och aFRR) har ökat kraftigt de senaste åren, från knappt 1,5 miljarder kronor per år under 2018–2020 till ca 6 miljarder kronor per år under 2022 och 2023. Den ökade andelen väderberoende elproduktion de senaste åren har bidragit till större obalanser och ett behov av ökade volymer stödtjänster, men de kostnadsökningar för stödtjänster som uppkommit har framför allt berott på högre elpriser. Nedlagd planerbar elproduktion under perioden har rimligen också bidragit till denna utveckling. Svensk vindenergi pekar på att kostnaderna för stödtjänster för balansering stannar på ungefär samma nivå 2023 som 2022 trots att volymen ökat med 40 procent.

Svenska kraftnäts analyser visar på att scenariot EF har betydligt större behov av frekvensrelaterade stödtjänster än EP-scenariot. Kostnader för det större behovet av frekvensrelaterade stödtjänster redovisas inte av Svenska kraftnät men i promemorian bedöms de vara relativt små.

När det gäller icke-frekvensrelaterade stödtjänster (spänning, snabb inmatning av reaktiv effekt och kortslutningsström) framgår av promemorian att kraven på att utveckla nya lösningar är betydligt större i EF än i EP, men att kostnaderna för dessa förmågor inte har analyserats av Svenska kraftnät. I promemorian framgår också att nätkapaciteten till och från elområde 3 (SE3) sedan 2021 har begränsats av driftsäkerhetsskäl, bl.a. som en följd av mindre mängd kärnkraft i elproduktionsmixen.

Energimyndigheten, Svenska kraftnät m.fl. pekar på att det finns och kan komma att utvecklas andra lösningar som kan bidra med de förmågor som kärnkraften kan tillhandahålla. Även Konkurrensverket rekommenderar i första hand alternativa åtgärder för att säkra en effektiv elförsörjning, exempelvis utveckling av marknader för önskvärda stödtjänster. När det gäller exempelvis spänningsreglering har Svenska kraftnät rapporterat om att kraftelektronikanslutna anläggningar i nuläget har förmågan att spänningsreglera, även då anläggningen inte producerar någon aktiv effekt, vilket för det mesta har en positiv inverkan på kraftsystemets spänningsstabilitet. Svenska kraftnät tar även upp att i takt med att s.k. nätformande omriktare blir verklighet finns stor möjlighet att utforma dessa så att de bidrar med liknande eller bättre egenskaper än vad en synkront ansluten anläggning gör. Det framgår också att arbete pågår gemensamt mellan transmissionsnätsoperatörer inom EU med framtagande av en teknisk definition av nätformande enheter. Vidare framför Bodecker Partners och Svensk Vindenergi att det finns kostnadseffektiva alternativ för att täcka bortfallet av rotationsenergi.

Regeringen ser positivt på denna teknikutveckling som ytterligare kommer att stärka elsystemet tillsammans med de kraftslag som redan nu bidrar med sådana egenskaper. Utvecklingen av nätformande omriktare är

intressant men det är i nuläget svårt att bedöma framtida kostnader för denna teknik och hur det skulle belasta nätkollektivet. Dessutom påverkas elsystemet av införandet av kraftelektronik, bl.a. genom att nya stabilitetsproblem uppstår.

Det geografiska perspektivet lyfts upp av Energimarknadsinspektionen som menar att lokaliseringssignalerna på elmarknaden försvinner med förslaget. Regeringen instämmer i att ny kärnkraft behöver placeras på gynnsamma platser ur ett elsystems- och elmarknadsperspektiv. Som framgår av avsnitt 5.4.1 kommer regeringen att göra en allsidig prövning av ansökningar om finansiering av ny kärnkraft. I detta ingår att göra bedömningar kring geografiska placeringar. Vidare är lokalisering en av de aspekter som kan vägas in vid bedömningar av parametervärden i finansierings- och riskdelningsmodellen. Svenska kraftnäts uppdrag i regleringsbrevet för 2025 om planering för ökad elanvändning blir också en viktig del i detta, där det bl.a. ingår att synliggöra för elmarknadens aktörer var elproduktion bör anslutas.

Sammantaget bedömer regeringen att ny kärnkraft kommer att minska kostnaderna för systemdrift både kopplat till frekvensrelaterade stödtjänster och icke-frekvensrelaterade stödtjänster, samt genom att underlätta arbetet med att hantera ett kraftsystem med allt större inslag av icke synkront ansluten elproduktion och elförbrukning.

Kostnader för flexibilitet

En slutsats som kan dras från Svenska kraftnäts LMA är att betydande flexibilitetsresurser kommer att krävas oavsett kärnkraftens andel. Regeringen bedömer att för att elsystemet ska kunna utnyttjas mer effektivt behöver flexibiliteten i systemet öka. Svenska kraftnät framhåller i LMA att en större andel förnyar produktion skapar ett minde förutsägbart kraftsystem och ökar behovet av flexibilitet från alla resurser i kraftsystemet. I analysen redovisas inte merkostnaderna för detta men i promemorian lyfts det fram att andra studier indikerar att kostnaden för mer flexibilitet kan vara betydande. Regeringen bedömer därför att kostnaden för flexibilitet i elsystemet minskar med ny kärnkraft.

Kostnader för nät

Svenska kraftnät uppger i sin senaste verksamhetsplan med investerings- och finansieringsplan från 2025 att planerade investeringar 2026–2028 uppgår till 56,8 miljarder kronor. I sin senaste systemutvecklingsplan uppger Svenska kraftnät att planerade investeringar under perioden 2022– 2031 uppgår till ca 100 miljarder kronor. Med mer kärnkraft i elsystemet som kan placeras i underskottsområden minskar behovet av att bygga överföringsnät vilket leder till minskade kostnader och därmed lägre nätavgifter för elanvändarna. Lokalisering av vindkraftsproduktion bestäms i stor utsträckning av bra vindlägen medan kärnkraft i högre grad kan planeras utifrån ett systemperspektiv. Svenska kraftnäts LMA visar på ett större behov av nätutbyggnad med större andel förnybar elproduktion. Regeringen bedömer att en gynnsam placering av ny kärnkraft även kommer möjliggöra nätanslutning av mer elförbrukning (se avsnitt 4.1). Sammantaget innebär detta att om ny kärnkraft etableras nära förbrukningen kommer kostnaderna för nätutbyggnad inte behöva bli lika höga

jämfört med ett scenario där ingen ny kärnkraft byggs. Det är dock svårt att kvantifiera hur stor effekten är. I promemorian görs en uppskattning på ca 2,7 öre per kWh vilket bedöms vara en underskattning eftersom den bygger på en studie vars antaganden inte når regeringens planeringsmål för elsystemet.

Avseende kostnader för elsystemet framför Seko, SKGS och Uniper att ett balanserat kraftsystem bestående av vattenkraft, kärnkraft, vindkraft och solkraft sannolikt ger den lägsta totalkostnaden för el. Fortum hänvisar till att USA:s Department of Energy beräknar att inkluderandet av ny kärnkraft, utöver väderberoende elproduktion och lagringslösningar, sänker den totala elsystemkostnaden. Sammantaget gör regeringen bedömningen att upp till åtminstone 5 000 MW ny kärnkraft sänker de totala kostnaderna för elsystemet i förhållande till ett scenario där ingen ny kärnkraft byggs. Om den totala kostnaden för elsystemet fortsätter sjunka om ytterligare ny kärnkraft adderas utöver det är svårare att bedöma i dagsläget.

Hänvisningar till S8-2-1

  • Prop. 2024/25:150: Avsnitt 8.2

8.2.2. Elpriserna

Spotpriser

Dagen före-marknaden, ofta kallad spotmarknaden, utgör den huvudsakliga marknaden för handel med el. Aktörer lämnar där sina köp- och säljbud för varje timme och där dessa bud möts etableras marknadspriset och den volym el som kommer att handlas timme för timme under det kommande dygnet. Marknadspriset ger en viktig signal till marknadens aktörer. Ett högt pris signalerar exempelvis knapphet och producenter får då en drivkraft att producera mer el. Som redovisats i avsnitt 5.1.2 kvarstår detta incitament med ett finansiellt differenskontrakt. Ett sådant differenskontrakt kan utformas så att det inte heller försvagar incitamenten att minska produktionen vid låga elpriser.

Kärnkraft kännetecknas av låga kortsiktiga marginalkostnader och bidrar generellt till att sänka elpriserna på spotmarknaden. Flera remissinstanser, bl.a. Uniper och Svensk Vindenergi, menar att ökad elproduktion från kärnkraft kan medföra en kraftig sänkning av priset på el. Regeringens utgångspunkt är att energiomställningen kommer att innebära en kraftigt ökad efterfrågan på el. Med en ökad efterfrågan kommer priset att stiga till en mer långsiktig marginalkostnad där priset ger tillräcklig lönsamhet vid nyinvesteringar i elproduktionsanläggningar.

Promemorian pekar på små skillnader i genomsnittspriser i Svenska kraftnäts scenarier EF och EP, där EP-scenariet ger 1,5 procent högre genomsnittspris 2045. Det bör noteras att anslutningskablar för havsbaserad vindkraft inte har ingått i kostnadsbedömningen för kraftslaget i scenario EF, vilket talar för att genomsnittspriset för detta scenario kan vara underskattat. Promemorian lyfter också upp andra studier som pekar på att marknadspriset blir lägre med större andel kärnkraft. Rapporten Modellanalys av framtida elpriser och intjäningsförmåga för olika kraftslag från Profu som tagits fram inom ramen för forskningsprogrammet NEPP i februari 2025 lyfter också fram, med förbehållet att känsligheten i kostnadsantaganden är stor, att ett system med ny kärnkraft på plats uppvisar ett årsmedelelpris som är lägre än ett system utan ny kärnkraft.

Sammantaget delar regeringen slutsatsen i promemorian att det är svårt att säga något entydigt om hur ny kärnkraft skulle påverka det genomsnittliga elpriset på sikt jämfört med en annan utvecklingsväg där ingen ny kärnkraft byggs men att mycket pekar på att en större andel kärnkraft skulle leda till ett lägre genomsnittligt marknadspris.

Kostnader för slutkunder

Som framgår av avsnitt 5.1.2 anser regeringen att statens kostnader till följd av differenskontrakt mellan staten och projektbolag som utgångspunkt bör fördelas utifrån de nyttor som uppstår. Ett möjligt sätt att uppnå detta är att fördela kostnaderna proportionerligt mot elanvändningen.

Energimyndigheten anser att kostnaderna för elkunder, särskilt kopplade till differenskontraktet, är otillräckligt utredda i promemorian.

I promemorian uppskattas en potentiell kostnad för differenskontrakten med hjälp av det antagna elpriset 2045 för elområde SE3 i scenario EP i LMA. Regeringskansliet har gjort en liknande uppskattning men för det antagna elpriset i riket i stället för SE3 och med elpriset uppräknat till 2025 års prisnivå eftersom elpriset i LMA angavs i 2020 års prisnivå. Som känslighetsanalys redovisas den beräknade kostnaden för differenskontrakten vid elpriset från såväl scenario EP som scenario Färdplaner Mixat (FM) som Svenska kraftnät redovisar i LMA. I scenario FM uppgår elförbrukningen till 251 TWh och är alltså under regeringens planeringsmål om att kunna möta en elförbrukning motsvarande minst 300 TWh. Med utgångspunkt i att lösenpriset i differenskontrakten sätts till 80 öre per kWh innebär elpriset i EP att kompensationen för differenskontrakten blir en årlig inkomst om 1,4 miljarder kronor medan elpriset i FM, med en lägre elförbrukning, medför en kostnad för staten om 7,5 miljarder kronor. Om kostnaden skulle slås ut på kundkollektivet enligt respektive scenarios antagna elförbrukning skulle EP innebära att konsumenterna får tillbaka 0,4 öre per förbrukad kWh medan FM skulle innebära en kostnad motsvarande 3 öre per kWh (se tabell 8.1). Kompensationen blir större om elpriserna skulle bli lägre än i scenario FM och EP, eller om lösenpriset skulle bli högre. Den förväntade energiomställningen talar dock emot mycket låga elpriser. Kompensationens storlek är proportionerlig mot differensen mellan elpris och lösenpris. I avsn itt 8.5 beskrivs hushållens potentiella kostnader för differenskontrakten.

Tabell 8.1 Räkneexempel för potentiella kostnader för differenskontrakt Scenario Elförbrukning

Elpris Skillnad

mot antaget lösenpris

Kompen-

sation

Kompen-

sation

villa

Kompen-

sation lägenhet

TWh Öre/kWh Öre Öre/kWh Kr/månad Kr/månad

FM

251 61 19 3,0 45 10

EP

344 83 -3 -0,4 -6 -1

Anm.: Svenska kraftnäts antagna elpriser för de två scenarierna har räknats upp till 2025 års prisnivå. Kostnaderna är beräknade utifrån en elförbrukning om 18 000 kWh för ett hushåll boende i villa och 4 000 kWh för ett hushåll boende i lägenhet. Källor: Svenska kraftnät och egna beräkningar.

Bodecker Partners, LTU, IFN, IVA, KTH-forskare, Naturskyddsföreningen och Svenska kraftnät belyser stora osäkerheter med framtidens elbehov och anser att det saknas en känslighetsanalys med lägre elförbrukning på ca 200 TWh. En bärande del i syftet med stöd till ny kärnkraft är att möjliggöra den gröna omställningen med bevarande av Sveriges konkurrenskraft. Om elektrifieringen skulle försenas eller visa sig obehövlig av skäl som för närvarande inte kan förutses kan takten i utbyggnaden av ny kärnkraft anpassas. Regeringen kommer att göra en allsidig prövning av ansökningar om statligt stöd. I detta ingår att bedöma den framtida efterfrågan på el. Det kan även påverka tidpunkten för när regeringen är beredd att besluta om att lämna stöd. Det finns alltså inget som hindrar att stöd enligt finansierings- och riskdelningsmodellen tillämpas på ett sådant sätt att det blir en stegvis utbyggnad av kärnkraft.

I det fall framtida elpriser på marknaden blir lägre än väntat innebär det förvisso att kostnaden för differenskontraktet ökar. Samtidigt påverkas den totala kostnaden för el mest av att marknadspriset är lägre eftersom endast en del av produktionen utgörs av ny kärnkraft som omfattas av prissäkringsavtalet.

Sammantaget bedömer regeringen att kostnaden för differenskontraktet ger elkunderna ett visst skydd mot höga kostnader för el, dels genom en generell prissänkning av spotpriset jämfört med en situation utan ny kärnkraft, dels genom kompensation vid elpriser över lösenpriset i differenskontraktet.

Hänvisningar till S8-2-2

  • Prop. 2024/25:150: Avsnitt 8.1

8.3. Effekter för olika kraftslag

Flera remissinstanser såsom Energimarknadsinspektionen, Energimyndigheten och Naturvårdsverket anser att det i promemorian inte på ett tillfredsställande sätt har analyserats hur förslaget kommer att påverka och tränga undan övriga investeringar i kraftproduktion och flexibilitet. Flera remissinstanser däribland Energimarknadsinspektionen och Energimyndigheten menar att förslaget kan minska intresset för att investera i förnybara kraftslag. 100 % Förnybart lyfter upp risken att befintlig elproduktion avvecklas och att marknadsintresset för att investera i ny förnybar elproduktion minskar radikalt, eller upphör helt. Bodecker

Partners och Naturskyddsföreningen anser att förslaget låser fast Sverige vid en teknik under mycket lång tid.

Uniper anser att om antagandet om 300 TWh inte stämmer finns en risk att perioder med stora elöverskott kan uppstå vilket leder till låga priser som utmanar lönsamheten för befintlig produktion, varför företaget efterfrågar en analys av behov av att utforma anpassade stödåtgärder även för annan produktion. Även Fortum anser att det är viktigt att ta höjd för att åtgärder kan behövas för att säkra den befintliga elproduktionen i händelse av att det uppstår perioder med överutbud innan ny efterfrågan tillkommit.

Svenska kraftnät och Energimyndigheten lyfter fram konsekvenser av en lägre nivå av elektrifiering till 2045 och pekar bl.a. på att förslaget kan få betydande effekter på andra investeringar i elsystemet samt risken för ett överutbud av produktion vilket skulle pressa ned elpriserna och intäkterna för övriga producenter. Flera remissinstanser, bl.a. Svensk

vindenergi och Bodecker Partners, pekar på risken att efterfrågan på el inte ökar i samma takt som utbyggnaden av kärnkraft vilket skulle leda till pressade priser. Även Energiföretagen och Uniper bedömer att en förutsättning för att investera i ny kärnkraft är att den inte tränger undan befintlig elproduktion eller reinvesteringar i den. E.ON bedömer att stöd till ny kärnkraft försämrar förutsättningarna för all annan produktion, t.ex. ny kraftvärme i södra Sverige, men även befintlig kraftvärmeproduktion. Vattenfall framför att ett otillräckligt tajmat stöd till ny kärnkraft riskerar att leda till alltför låga elpriser, vilket skulle kunna tränga undan investeringar i befintlig produktion eller andra kraftslag. Uniper bedömer att det sammantaget finns en risk att det sker en undanträngningseffekt av drifttidsförlängning av befintliga kärnkraftsreaktorer. Även Svenska kraftnät menar att förslaget riskerar att minska lönsamheten och hämma livstidsförlängning av den befintliga kärnkraften. Fortum konstaterar att 4 000–6 000 MW utgör en minoritet av den tillkommande elproduktion som behövs för att möta den förväntade ökade efterfrågan på el.

Regeringen bedömer att stödet bör omfatta upp till ca 5 000 MW ny kärnkraft, vilket beräknas motsvara ca 39 TWh elproduktion per år. I förhållande till behovet av att kraftigt bygga ut elproduktionen för att möta den förväntade efterfrågan på el konstaterar regeringen att en betydande utbyggnad av ny elproduktion kommer att behövas utöver en sådan tillkommande kärnkraftsproduktion. Detta inkluderar även behovet av att ersätta nuvarande elproduktionsanläggningar i takt med att sådana behov uppstår. Regeringen gör därför bedömningen att investeringar i ny kärnkraft delvis ersätter behovet av andra kraftslag men samtidigt förutsätts elbehovet öka betydligt mer än 39 TWh. Regeringen menar alltså att även elproduktionen från de förnybara kraftslagen måste öka kraftigt om förbrukningen ökar upp mot 300 TWh. I Svenska kraftnäts scenario EP som innebär ca 60 TWh ny kärnkraft ökar vindkraften med ca 250 procent till 2045 och kärnkraften med ca 135 procent jämfört med produktionen 2023. Även vindkraftens andel av produktionen ökar från 20 procent 2023 till 36 procent i scenariot med utbyggd kärnkraft.

Ett ökat utbud av el leder till att det genomsnittliga elpriset blir lägre jämfört med om ökningen inte skett. Samtidigt förväntas efterfrågan på el öka kraftigt. Priserna kan då förväntas bli högre, särskilt om inte tillräckligt med ny elproduktion tillkommer. Regeringen delar därmed också, till skillnad från Svenska kraftnät och Uniper, bedömningen i promemorian att risken för att den föreslagna stödmodellen ska tränga undan livstidsförlängningar av befintlig kärnkraft är liten, eftersom investeringskostnaden och projektrisken är väsentligt lägre vid livstidsförlängningar av befintlig kärnkraft jämfört med investeringar i ny kärnkraft.

Bodecker Partners menar att det finns en risk för att elproduktion och elanvändning under de kommande åren kan gå i otakt givet den snabba utbyggnad som krävs. Uniper föreslår att det skyndsamt utreds hur man säkerställer att tillkommande ny produktion går i takt med tillkommande konsumtion. Även Vattenfall pekar på vikten av att utbyggnaden av elproduktion sker i takt med industrins omställning. Regeringen anser att elprisets utveckling på lång sikt är svårbedömd och att även större investeringar som tar tid att genomföra men som därefter bidrar positivt till elsystemet och elförsörjningen under en väsentligt mycket längre tid behöver genomföras. Elproduktion behöver komma på plats innan efter-

frågan på el kan tillgodoses. Det innebär ett visst mått av risktagande. Samtidigt bedöms riskerna för att Sverige förlorar industri till utlandet eller inte kan attrahera ny industri som efterfrågar fossilfri el vara större utan dessa investeringar.

Svenska kraftnät framförde i sitt remissvar till promemorian Ny kärnkraft i Sverige – ett första steg från 2023 att en ökad mängd planerbar elproduktion underlättar anslutning av mer förnybar elproduktion. Med en större andel vindkraft i elproduktionen kommer vindkraften att få en lägre genomsnittlig intjäningsförmåga eftersom priserna blir lägre när det blåser och vindkraften producerar el. Om den ökade elproduktionen i stället för kärnkraft sker med vindkraft är det däremot högst sannolikt att detta skulle leda till en lägre intjäningsförmåga för vindkraften. Regeringskansliet beräknar att intjäningsförmågan, till priser på dagen före-marknaden, för vindkraften i Sverige har gått från 98 procent 2012 till 72 procent 2024. Detta innebär att marknadspriset 2024 måste vara 40 procent högre än produktionskostnaden för att det ska löna sig att bygga vindkraft. I en studie av dansk vindkraft prognostiseras intjäningsförmågan i elområde 1 i Danmark (DK 1) till 40 procent 2040 om utbyggnaden sker som planerat (EIFO 2023). Med ökad andel vindkraft kommer det att bli fler timmar då vindkraften stänger ner när elpriset är lägre än marginalkostnaden för att driva vindkraften, vilket innebär högre kostnader per producerad kWh. Detta innebär att det krävs ett högre genomsnittligt marknadspris för att nya vindkraftverk ska bli lönsamma. Man kan också förvänta sig att marginalkostnaden för vindkraften ökar ju mer som byggs ut eftersom de mest gynnsamma lägena utnyttjas först. Även om effekten på vindkraftens lönsamhet är svårbedömd är det inte uteslutet att en större andel kärnkraft i produktionsmixen ökar lönsamheten i nyinvesteringar i vindkraft eftersom en högre intjäningsförmåga kan ske till lägre marknadspriser än som varit fallet vid en större andel vindkraft.

8.4. Effekter för näringslivet

En stabil elförsörjning är central för svenska företags konkurrenskraft. Enligt rapporten The cost of electricity supply interruptions and value of lost load in Swedish electricity intensive industrial plants från Tillväxtanalys är de ekonomiska effekterna av avbrott och leveransstörningar för elintensiva industrier betydande (WP 2024:05). Rapportens uppskattning av ekonomiska konsekvenser visar att kostnaden vida överstiger uppskattningar med traditionella mått som värdet av förlorad last (eng. Value of Lost Load, VOLL). Korta avbrott är oproportionerligt dyra och många företag har rapporterat att effekterna av ett avbrott på en timme kvarstår långt efter händelsen. I vissa fall återhämtar sig företaget inte ens inom ett år. Flera företag och industrier har rapporterat om de ekonomiska konsekvenser som både längre elavbrott och kortare störningar har. Den senaste resurstillräcklighetsbedömningen (ERAA, 2023) som genomfördes av den Europeiska samarbetsorganisationen för systemansvariga för el (ENTSO-E) visar att risken för effektbrist ökar i södra Sverige (elområde 3 och 4) de närmaste åren och att risken överstiger den av regeringen beslutade tillförlitlighetsnormen på en timme per år. I det korta

perspektivet har regeringen bl.a. gjort bedömningen att det bör finnas en kapacitetsmekanism för elmarknaden i Sverige även efter den 15 mars 2025. Kapacitetsmekanismen bör åtminstone under en övergångstid vara en strategisk reserv (prop. 2024/25:48, s. 11). På längre sikt, och mot bakgrund av en förväntad kraftigt ökad elförbrukning, bedömer regeringen att mer planerbar elproduktion behöver byggas för att stärka resurstillräckligheten och minska risken för avbrott relaterat till effektbrist.

Ökad produktion av el är en nödvändighet för den gröna omställningen och för att näringslivet ska få förutsättningar att fortsätta producera i Sverige när de fossila utsläppen fasas ut av bland annat EU:s utsläppshandelssystem. Förslaget skapar en ökad trovärdighet för att elproduktionen kommer att öka och möjliggöra en grön omställning genom elektrifiering. Minskad osäkerhet inom näringslivet ökar benägenheten att göra långsiktiga investeringar som innebär att produktion kan finnas kvar i Sverige.

Hur näringslivet påverkas av ökad elproduktion till följd av ny kärnkraft avgörs av hur prisnivåer, prisvariation, tillgänglighet och kostnader utvecklas. Med en ökad mängd kärnkraft i elproduktionen förväntas prisvariationerna minska. En stabil elförsörjning över dygnets alla timmar minskar behovet för näringslivet att tillämpa en flexibel elförbrukning. Minskade prisvariationer och ett mer förutsägbart elsystem bör även bidra till lägre kostnader för prissäkring av elpriset hos näringslivet.

Energimarknadsinspektionen och Statkraft bedömer att nya kärnkraftsproducenter som redan är prissäkrade genom differenskontrakt inte kommer att ha incitament att teckna andra prissäkringsavtal eller handla på terminsmarknaden. Bodecker Partners bedömer att förslaget försvårar möjligheten för svensk industri att prissäkra sig, vilket är avgörande för bl.a. lånefinansiering.

En av de grunder regeringen anger för utformningen av differenskontrakten i avsnitt 5.1.2 är att de behov som elektrifieringen medför, t.ex. behovet av prissäkring för andra aktörer, bör beaktas. Det kan exempelvis handla om industrins behov att teckna prissäkringsavtal för att möjliggöra omställning och elektrifiering av industrin.

Som tidigare nämnts finns skäl som talar för att prisnivåerna på marknaden blir lägre till följd av investeringar i ny kärnkraft med statligt stöd vilket gynnar näringslivets konkurrenskraft i allmänhet och energiintensiv industri i synnerhet. Med ökad efterfrågan på el förväntas priserna öka jämfört med nuläget men prisökningen dämpas av en ökad mängd kärnkraft som tillkommer genom tillämpning av finansierings- och riskdelningsmodellen.

I det fall det årliga marknadspriset skulle vara lägre än lösenpriset i differenskontraktet och kostnaden fördelas på elkonsumenterna innebär det en kostnad för näringslivet. Om den kostnaden är högre eller lägre än alternativet utan kärnkraft beror på vilket pris den annars ersättande produktionen skulle kräva, kostnaderna för flexibel elförbrukning och systemkostnaderna i de båda scenarierna. I det fall marknadspriset är högre än lösenpriset i differenskontraktet uppstår en intäkt som ska användas för att minska slutkundernas kostnader, vilket skulle innebära lägre kostnader för näringslivet än om inget differenskontrakt ingåtts.

Det är svårt att bedöma framtida elpriser och den totala kostnaden i olika scenarier och därmed entydigt slå fast hur näringslivet påverkas till följd

av differenskontraktet givet att eventuella kostnader fördelas på elkonsumenterna. Dock kan kostnaderna för systemdrift, flexibilitet och nätutbyggnad bli lägre i det fall som andelen väderberoende kraftslag blir mindre. Eftersom stödtjänster och nätutbyggnad betalas av elkonsumenterna kommer ny kärnkraft i detta avseende vara positivt för näringslivet.

Möjligheten att ansluta till nätet är en annan viktig faktor för företagens expansions- och omställningsmöjligheter. Tillkommande kärnkraftsproduktion medger ett relativt sett större effektuttag vid en given nivå på resurstillräcklighet jämfört med andra kraftslag, se avsnitt 4.1. I tillägg till detta har kärnkraft fördelen att den i många fall kan placeras närmare elförbrukningen än förnybara alternativ, vilket bör bidra till lägre anslutningskostnader för ny elförbrukning hos näringslivet.

Hänvisningar till S8-4

8.5. Effekter för hushållen

Effekter för hushållen av ny kärnkraft med statligt stöd sammanfaller till stor del med effekterna för näringslivet. Påverkan på näringslivet påverkar i sin tur även hushållen, till stor del genom effekter på arbetsmarknaden. I den mån ny kärnkraft innebär att näringslivet får ökade möjligheter att ansluta till elnätet, mindre variabel tillgång till el och lägre elkostnader, kan hushållen antas gynnas av en större efterfrågan på arbetskraft. Det kan för hushållen innebära större möjlighet till sysselsättning och högre inkomster. Dessa potentiella effekter är mycket svåra att bedöma. Som nämnts skulle förslaget kunna medföra lägre elpriser, vilket skulle gynna hushållen. Vidare kan, som också nämnts, förslaget medföra lägre nättariffer, vilket också skulle gynna hushållen.

Hur en eventuell statlig kostnad för differenskontrakten bör finansieras behöver analyseras ytterligare. Om kostnaden skulle slås ut på kundkollektivet i proportion till elförbrukningen, vilket föreslås i promemorian, skulle den även betalas av hushållen. I tabell 8.1 redovisas den månatliga kostnad som i så fall skulle bäras av ett hushåll boende i villa respektive lägenhet, givet scenarierna FM och EP, och givet ett lösenpris på 80 öre per kWh för differenskontrakten. I EP-scenariot skulle kompensationen för differenskontrakten medföra en månatlig intäkt om ca 6 kronor för ett hushåll boendes i villa och 1 krona för ett hushåll boendes i lägenhet. I FM-scenariot skulle kompensationen i stället medföra en månatlig kostnad om ca 45 kronor för ett hushåll boendes i villa och 10 kronor för ett hushåll boendes i lägenhet. Kompensationens storlek är proportionerlig mot differensen mellan elpriset och lösenpriset. Kompensationen blir därför större om elpriserna skulle bli lägre än i scenario FM och EP, eller om lösenpriset skulle bli högre än 80 öre per kWh. En potentiell kostnad per förbrukare beror också på den totala elförbrukningen som kostnaden fördelas på. Det råder osäkerhet om såväl framtida elpriser som differenskontraktens lösenpris. Den förväntade elektrifieringen talar dock emot mycket låga elpriser. Beloppen för hushålls potentiella kostnader i tabell 8.1 ska ses som räkneexempel som illustrerar hur kostnaderna beror på skillnaden mellan elpris och lösenpris samt total elförbrukning. I dessa exempel antas ett hushålls elförbrukning vara 18 000 kWh per år i villa och 4 000 kWh per år i lägenhet. Ju lägre elpriset blir desto större skulle

kostnaden för differenskontrakten bli. Den totala elkostnaden för hushållen påverkas mer av elpriset än av kostnader för differenskontraktet eftersom differenskontrakten enbart omfattar en del av den totala elproduktionen. Ett lågt elpris gynnar därför alltid hushållen.

Hänvisningar till S8-5

  • Prop. 2024/25:150: Avsnitt 8.1

8.6. Effekter på offentliga finanser

Regeringen redovisar i detta avsnitt potentiella effekter på offentliga finanser av kärnkraftsinvesteringar med den föreslagna modellen för statlig finansiering och riskdelning, dvs. effekterna av det statliga stödet och av kärnkraftverkens tillblivelse. Effekterna på offentliga finanser är beräknade givet ett antal antaganden om exempelvis investeringarnas kostnader och tidprofil. Effekterna på offentliga finanser redovisas för flera scenarier, med skillnader i investeringskostnad och i statistisk redovisning av det statliga stödet till investeringarna.

8.6.1. Antaganden för offentligfinansiella beräkningar

Antagna belopp för uppförande och drift

Uppförandekostnaden för ny kärnkraft antas till knappt 83 miljoner kronor per MW, vilket motsvarar antagandet i promemorian uppräknat med konsumentprisindex (KPI) till 2025 års prisnivå. I redovisningen av effekter på offentliga finanser antas stöd ges till investeringar i 5 000 MW till en total investeringskostnad om 413 miljarder kronor. Stödet kan ges till investeringar i reaktorer av olika storlek men i den offentligfinansiella effektberäkningen antas att stödet ges till investeringar i fyra storskaliga reaktorer, där varje reaktor har en effekt om 1 250 MW och investeringskostnad om ca 103 miljarder kronor.

De slutliga parametervärdena, gällande exempelvis differenskontraktens lösenpris, räntor, och statlig finansieringsandel, kommer att fastställas i ett senare skede när förutsättningarna, exempelvis de beräknade byggkostnaderna, för ett specifikt projekt är kända. Liksom för investeringskostnaderna för kärnkraft har regeringen i konsekvensanalysen för offentliga finanser utgått från de parametervärden som antogs i promemorian och räknat upp dem till 2025 års prisnivå med KPI. Även när projektbolagens intäkter och kostnader för konstruktion och drift räknats om till 2025 års prisnivå beräknas ett lösenpris om 80 öre per kWh för differenskontrakten ge motsvarande förväntad avkastning på eget kapital som antogs i promemorian. I redovisningen av effekterna på offentliga finanser antas även att kompensationen för differenskontrakten görs saldoneutral och inte påverkar finansiellt sparande eller bruttoskuld. Vidare antas att de statliga lånen finansierar 75 procent av investeringskostnaderna. Det motsvarar 315 miljarder kronor för investeringar i fyra reaktorer. Utöver framräkning till 2025 års priser, ser regeringen ingen anledning att, i beräkningarna av de offentligfinansiella effekterna, frångå de huvudsakliga parametervärden som antogs i promemorian.

Investeringstakt och byggtid

I de redovisade effekterna för offentliga finanser antas ett scenario där investeringar motsvarande fyra storskaliga reaktorer genomförs men att inte fler än två reaktorer byggs samtidigt. Investeringsfasen antas i normalfallet vara sju år, vilket är samma antagande som gjordes i promemorian. Den första och den andra reaktorn antas börja byggas år 1 respektive år 3 medan den tredje och den fjärde reaktorn antas börja byggas år 8 respektive år 10, när den första respektive andra reaktorn färdigställts. Regeringen gör samma antagande som gjordes i promemorian vad gäller byggtiden men avviker från antagandet om att alla fyra reaktorer börjar byggas inom en sjuårsperiod. Att uppföra ett kärnkraftverk kräver en mängd resurser i form av bl.a. specialiserad arbetskraft och material och ställer höga krav på värdekedjor för dessa. Vidare kan ett stegvist uppförande av de nya kärnkraftverken vara att föredra för att anpassa elproduktionens utbyggnad till elförbrukningens förväntade utvecklingstakt. Därför bedömer regeringen att det är rimligt att anta att inte mer än två storskaliga reaktorer byggs parallellt. I det scenario där investeringarna i reaktorerna antas drabbas av kostnadsöverskridanden och förseningar antas investeringsfasen vara tio år per reaktor. Även i detta scenario antas som mest två reaktorer byggas samtidigt. Det innebär att den tredje och fjärde reaktorn börjar byggas senare i de fall de första två reaktorernas färdigställande blir försenat.

Utgifter och inkomster antas finansieras i statens budget

I förhållande till det finanspolitiska ramverket framför LO i sitt remissvar att staten bör hantera investeringarna i kärnkraft likt riksdagen hanterat militärt bistånd till Ukraina. ESV efterlyser en analys av hur investeringarna påverkar de finanspolitiska målen. Seko efterfrågar ett tydliggörande av hur investeringarna ska hanteras i förhållande till det finanspolitiska ramverket. KTH, Chalmers och SKR framför att investeringarna kan komma att tränga undan andra offentliga investeringar och välfärdsfinansiering.

Regeringen konstaterar att alla inkomster, utgifter och låneskulder som redovisas som offentliga i nationalräkenskaperna (NR) påverkar de finanspolitiska målvariablerna och ska hanteras i enlighet med det finanspolitiska ramverket. Regeringen avser att redovisa de offentliga utgifterna kopplade till kärnkraftsinvesteringarna i de ekonomiska propositioner som berörs av investeringarna. I de ekonomiska propositionerna redovisar regeringen även sin bedömning av om det finansiella sparandet och bruttoskulden är i linje med det finanspolitiska ramverkets budgetpolitiska mål. I denna proposition antas att målet för offentlig sektors finansiella sparande nås varje år genom att statens övriga inkomster och utgifter anpassas för att helt motverka kärnkraftsinvesteringarnas påverkan på det finansiella sparandet. Således antas att nivån på offentlig sektors finansiella sparande är densamma som den hade varit utan kärnkraftsinvesteringarna och tillhörande statliga stöd. Det medför att nivån på offentlig sektors konsoliderade bruttoskuld, även kallad Maastrichtskulden, inte heller påverkas i detta avsnitts huvudscenario eller fördyrningsscenario eftersom utbetalningar och återbetalningar redovisas som offentliga utgifter respektive inkomster. För

dessa scenarion redovisas i avsn itt 8.6.3 o ch 8.6.4 i nvesteringarnas direkta påverkan på finansiellt sparande, isolerat från anpassningen av övriga inkomster och utgifter som antas leda till att sparandet är oförändrat.

8.6.2. Effekterna beror på den statistiska redovisningen

Offentliga finanser redovisas statistiskt i NR enligt ett internationellt regelverk. I Sverige sammanställs denna statistik av Statistiska centralbyrån (SCB). Den europeiska kommissionens statistikorgan Eurostat granskar att statistiken är sammanställd enligt det internationella regelverket. Eurostat har även det slutliga tolkningsföreträdet och kan överpröva SCB:s redovisning. Investeringar med statliga stöd är aktuella i flera av EU:s medlemsländer och Eurostat har indikerat att organet kommer utreda och publicera riktlinjer för hur sådana investeringar ska redovisas i NR.

Efter samtal med Eurostat och SCB, där olika potentiella redovisningssätt har diskuterats, gör regeringen i detta avsnitt en bedömning av hur redovisningen av den föreslagna stödmodellen sannolikt kommer att redovisas. Dessa samtal har skett innan Eurostat utrett och publicerat riktlinjer för redovisningen av kärnkraftsinvesteringar. Utöver att sådana specifika riktlinjer ännu inte finns, kommer Eurostat inte heller kunna göra en slutlig bedömning av redovisningen förrän stödets utformning har fastställts i avtal mellan staten och ett projektbolag. Regeringen konstaterar att det är ovisst hur investeringar i ny kärnkraft med statligt stöd i form av lån och differenskontrakt kommer att redovisas i NR.

Regeringen bedömer att det är mest sannolikt att utbetalningarna av lånen klassificeras som offentliga utgifter och att återbetalningarna av lånen klassificeras som inkomster. Lånen redovisas i detta fall inte som lån i NR, utan som exempelvis återbetalningsbara investeringsbidrag eller liknande. Utlåning genom lån i Riksgäldskontoret redovisas normalt som fordringar i NR och påverkar inte finansiellt sparande. Anledningen till att lånen inte skulle redovisas så som lån vanligen redovisas bedöms vara den omfattande offentliga involveringen i investeringarna och deras finansiering. En sådan redovisning innebär att utbetalningar och återbetalningar av de statliga lånen påverkar offentlig sektors finansiella sparande. Huvudscenariot för de offentligfinansiella effekterna i detta avsnitt är baserat på en sådan statistisk redovisning. Att detta redovisas som huvudscenario beror dels på att regeringen bedömer denna redovisning vara mer sannolik än andra redovisningssätt, dels utifrån en försiktighetsprincip eftersom effekten på finansiellt sparande skulle bli mycket liten om de statliga lånen i stället redovisades så som lån vanligtvis redovisas i NR.

8.6.3. Huvudscenario – lån klassificeras som offentliga utgifter

I huvudscenariot för de offentligfinansiella effekterna som redovisas i figur 8.1 antas att ut- och återbetalningar av de statliga lånen redovisas som offentliga utgifter respektive inkomster. Eftersom utbetalningarna av lånen redovisas som en statlig utgift i NR påverkas offentlig sektors

finansiella sparande negativt under investeringsfasen. När en reaktor tas i rutinmässig drift upphör lånutbetalningarna och deras negativa påverkan på det finansiella sparandet. När reaktorn är i drift bedöms den generera visst ekonomiskt överskott för bolaget och därmed statliga skatteinkomster som ger en liten positiv påverkan på offentlig sektors finansiella sparande. Återbetalningarna av lånen har sedan en signifikant positiv påverkan på det finansiella sparandet.

Eftersom regeringen i detta scenario antar att lånen inte redovisas som lån i NR, antas inte heller den upplupna räntan redovisas som statlig ränteinkomst under investeringsfasen. När reaktorn tagits i rutinmässig drift och projektbolaget antas betala ränta till staten, bedöms däremot en motsvarande inkomst redovisas i NR. Regeringen anser att räntan på de statliga lånen bör trappas upp under driftfasen för att ge projektbolaget incitament att ersätta de statliga lånen med privata lån. Det bedöms resultera i att den statliga ränteinkomsten under en tid ökar samt i att lånen återbetalas till staten under en period när den statliga utlåningsräntan ökar till en nivå som överstiger marknadsräntan.

I detta scenario antas den första reaktorn börja byggas år 1 och den fjärde reaktorn antas färdigställas år 16. Att investeringarnas påverkan på det finansiella sparandet blir positiva fr.o.m. år 15 beror på att de offentliga inkomsterna detta år stärks av att lånen börjar betalas tillbaka för den andra reaktorn och att utgifterna minskar då den tredje reaktorn färdigställts. Från och med år 31 antas återbetalningarna av de statliga lånen för alla fyra reaktorer ha slutförts, vilket innebär att påverkan på offentlig sektors finansiella sparande minskar.

Eftersom staten antas neutralisera kärnkraftsinvesteringarnas sparandepåverkan genom statens övriga inkomster och utgifter, blir nivån på offentlig sektors finansiella sparande densamma som den varit utan dessa investeringar. I detta scenario uppstår därför ingen påverkan på nivån på offentlig sektors konsoliderade bruttoskuld.

Figur 8.1 Påverkan på offentlig sektors finansiella sparande när lånen klassificeras som offentlig utgift, ingen fördyring

Miljarder kronor, fasta priser, 2025 års priser

Källa: Egna beräkningar.

Konstellationen av ägare till ett projektbolag som ska investera i kärnkraftverken kan se olika ut. Det är möjligt för staten att efter riksdagens godkännande förvärva en del av aktierna i projektbolaget. Regeringen bedömer det som troligt att statens eventuella förvärv av aktier skulle redovisas utan påverkan på finansiellt sparande i NR, om ägandet är på villkor som är jämförbara med andra ägares. Däremot skulle aktieförvärvet öka bruttoskulden med motsvarande belopp. Med övriga antaganden i detta scenario skulle exempelvis ett 20-procentigt statligt ägarskap innebära ca 21 miljarder kronor i ökad bruttoskuld. Det skulle medföra en, i sammanhanget liten, försvagning av det finansiella sparandet genom ökade statliga ränteutgifter. Regeringen bedömer att ett statligt delägarskap i projektbolagen på sikt skulle ha viss förstärkande påverkan på det finansiella sparandet då driften av kärnkraftverket antas generera ett ekonomiskt överskott som delas ut till ägarna. I konsekvensanalysens beräkningar antas projektbolagen generera och dela ut ca 9 miljarder kronor per år. Det innebär att offentlig sektors finansiella sparande beräknas stärkas med ca 0,1 miljarder kronor per procentenhets statligt delägarskap. Exempelvis bedöms det finansiella sparande stärkas med i genomsnitt ca 1,8 miljarder kronor per år om staten skulle inneha 20 procent av aktierna.

8.6.4. Alternativscenario – fördyring och försening

I figur 8.2 redovisas ett scenario där byggandet av de fyra reaktorerna drabbas av förseningar och 100-procentiga kostnadsöverskridanden. I detta scenario antas varje reaktors investeringsfas pågå i 10 år i stället för 7 år. Kostnaden per reaktor antas uppgå till 206 miljarder kronor i stället för övriga scenariers kostnad om 103 miljarder kronor. Liksom i övriga

-30 -20 -10

0 10 20 30 40

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35

Påverkan på finansiellt sparande

scenarier antas den tredje och fjärde reaktorn börja byggas när den första respektive andra reaktorn färdigställts. Det innebär att den tredje och fjärde reaktorn börjar byggas år 11 respektive 13 och att år 23 är det första året alla reaktorer har färdigställts. Såväl den negativa påverkan på offentlig sektors finansiella sparande under investeringsfasen som den positiva påverkan på sparandet när lånen betalas tillbaka är större i detta scenario eftersom den högre byggkostnaden innebär större statliga lån än i huvudscenariot. Att det totala lånebeloppet antas bli dubbelt så stort vid ett 100procentigt kostnadsöverskridande innebär inte att den årliga offentliga utgiften blir dubbelt så stor som i huvudscenariot, eftersom investeringsfasen är förlängd. Att uppförandekostnaderna blir högre än förväntat innebär att riskdelning antas aktiveras i början av driftfasen. Det innebär att den statliga utlåningsräntan blir nedsatt, vilket har en försvagande effekt på offentlig sektors finansiella sparande under de år riskdelningen är aktiverad. Den totala påverkan på finansiellt sparande från år 1 till år 38 då lånen antas vara återbetalda beräknas till en förstärkning om 95 miljarder kronor.

Detta scenario kan även illustrera ungefärliga effekter av att planerade byggkostnader är högre och byggtider längre, utan kostnadsöverskridanden och förseningar, än vad som antas i huvudscenariot. Om byggkostnaderna förväntas vara dubbelt så stora som i huvudscenariot och inte fördyras i förhållande till den förväntan, bedöms riskdelning inte aktiveras, till skillnad från ett fördyringsscenario. En förväntat större byggkostnad medför därför något större statliga ränteinkomster och något mer positiv påverkan på finansiellt sparande än vad som redovisas i figur 8.2.

I likhet med huvudscenariot antas nivån på offentlig sektors finansiella sparande och bruttoskuld inte påverkas eftersom investeringarnas sparandepåverkan neutraliseras genom anpassning av statens övriga inkomster och utgifter.

Figur 8.2 Påverkan på offentlig sektors finansiella sparande när lånen klassificeras som offentlig utgift, fördyring med 100 procent

Miljarder kronor, fasta priser, 2025 års priser

Källa: Egna beräkningar.

Hänvisningar till S8-6-4

  • Prop. 2024/25:150: Avsnitt 8.1

8.6.5. Alternativscenario – lån klassificeras inte som offentliga utgifter

I ett scenario när de statliga lånen redovisas som lån vanligtvis redovisas i NR skulle utbetalningarna och återbetalningarna inte räknas som offentliga utgifter respektive inkomster. Utöver räntan skulle lånen inte ha någon påverkan på offentlig sektors finansiella sparande. Lånen redovisas som en statlig fordran på projektbolaget. Förutom antagandet om redovisningen i NR är övriga antaganden i scenariot identiska med de som görs i huvudscenariot. Kärnkraftsinvesteringarnas påverkan på finansiellt sparande antas i detta scenario enbart bestå av de offentliga inkomsterna från skatt och positivt räntenetto när reaktorerna är i drift. Påverkan på det finansiella sparandet bedöms i detta fall främst vara positiv men av en betydligt mindre storleksordning än i övriga scenarion. Effekten på finansiellt sparande antas vara noll under investeringsfasen medan den beräknas stärka det finansiella sparandet med 2–4 miljarder kronor när reaktorerna är i drift.

I detta scenario, när transaktionerna av de statliga lånen inte påverkar offentlig sektors finansiella sparande, medför de heller inte någon anpassning av övriga statliga inkomster och utgifter. Till skillnad från de tidigare scenarierna antas därför de statliga lånen i detta fall påverka statsskulden eftersom staten ökar sin upplåning för att finansiera utlåningen till projektbolagen. Därmed påverkas även offentlig sektors konsoliderade bruttoskuld. I figur 8.3 redovisas den beräknade påverkan på offentlig sektors konsoliderade bruttoskuld. Effekten motsvarar hur statens lån till projektbolagen antas utvecklas i huvudscenariot. Som mest beräknas skuldpåverkan uppgå till ca 252 miljarder kronor år 14, varefter den minskar i takt med att projektbolagen amorterar de statliga lånen. På

-60 -40 -20

0 20 40 60 80

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39

Påverkan på finansiellt sparande

sikt, när de statliga lånen har betalats tillbaka, antas investeringarna inte längre ha någon påverkan på offentlig sektors skuldnivå.

En parlamentarisk utredning överlämnade i november 2024 sitt betänkande Från överskottsmål till balansmål (SOU 2024:76). I betänkandet föreslås att ett balansmål ska införas för offentlig sektors finansiella sparande 2027 och att riktmärket för skuldankaret fortsatt ska vara 35 procent av BNP +/- 5 procentenheter. I betänkandet redovisas även att balansmålet beräknas leda till att offentlig sektors konsoliderade bruttoskuld uppgår till ca 35,5 procent av BNP 2035. Exklusive kärnkraftsinvesteringarnas skuldpåverkan antas detta vara nivån på bruttoskulden 2035. Som nämndes ovan beräknas påverkan på bruttoskulden av lån till fyra reaktorer som mest bli 252 miljarder kronor, om lånutbetalningarna inte redovisas som utgifter i NR och utan fördyringar. Liksom övriga belopp är detta beräknat i 2025 års priser. De finanspolitiska målen utvärderas i löpande priser. För ungefärlig uppskattning av skuldpåverkan i löpande priser i relation till det faktiska årets BNP i löpande priser illustreras storleken här av beloppet i 2025 års priser i relation till 2025 års prognostiserade BNP-nivå. På så vis uppskattas skuldpåverkan som mest uppgå till 3,8 procent av 2025 års BNP. Det innebär att bruttoskulden tillfälligt skulle kunna vara nära skuldankarets övre gräns i detta scenario, givet att bruttoskulden utan kärnkraftsinvesteringarna antas vara 35,5 procent av BNP. Som framgår av figur 8.3 antas skuldpåverkan snabbt minska igen. Högre investeringskostnader eller större andel lånefinansiering skulle innebära större statlig utlåning. Det skulle innebära att skuldankaret tillfälligt överskrids, givet den antagna nivån på bruttoskulden 2035.

Figur 8.3 Offentlig sektors konsoliderade bruttoskuld när lånen inte klassificeras som offentlig utgift

Miljarder kronor, fasta priser, 2025 års prisnivå

Källa: Egna beräkningar.

-50

0 50 100 150 200 250 300

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35

Påverkan på bruttoskuld

8.6.6. Potentiella kreditförluster

I sitt remissvar framför Riksgäldskontoret att effekten av faktiska kreditförluster kopplade till de statliga lånen borde ha framgått av konsekvensanalysen. Enligt Riksgäldskontoret bör en viss kreditrisk antas föreligga även om den begränsas av differenskontrakten samt risk- och vinstdelningsmekanismen.

Regeringen bedömer att kreditrisken, särskilt innan förutsättningarna för det specifika projektet och lånevillkoren är kända, är svårbedömd. Detta innebär att skattningar av förväntad förlust på lånen är behäftade med stor osäkerhet. Det kan därför vara rimligt att, som Riksgäldskontoret föreslår, uppdatera skattningarna i takt med att projektet fortskrider.

Att lånutbetalningarna, i huvudscenariot och fördyringsscenariot, till fullo räknas som utgifter innebär att förväntade kreditförluster inte har någon påverkan på finansiellt sparande när lånen betalas ut. Däremot skulle den positiva effekten på finansiellt sparande vid återbetalningen av lånen begränsas av faktiska kreditförluster. Regeringen delar Riksgäldskontorets uppfattning att en kreditrisk kan antas föreligga även om den begränsas av att differenskontraktet och risk- och vinstdelningsmekanismen stärker låntagarens återbetalningsförmåga. I huvudscenariot och fördyringsscenariot skulle kreditförluster inte ha någon effekt på offentlig sektors finansiella sparande förrän efter ett par decennier. Därför antas kreditförlusten vara noll i redovisningen av effekter för offentliga finanser i figur 8.1–8.3.

För att ändå illustrera faktiska kreditförlusters effekt på offentliga finanser kan sägas att kreditförluster om 5 procent av det utlånade beloppet i huvudscenariot skulle motsvara 16 miljarder kronor. Det skulle exempelvis innebära att förstärkningen av det finansiella sparandet under driftfasen minskar i motsvarande grad. Mot bakgrund av de stora osäkerheterna som beskrivits ovan ska detta ses som ett räkneexempel och inte regeringens bedömning av förväntade kreditförluster.

8.6.7. Kompensation till följd av differenskontrakt

Enligt förslaget i denna proposition ska differenskontrakt tecknas mellan staten och projektbolagen. Om marknadspriset för el är lägre än avtalens lösenpris ska staten betala kompensation till projektbolagen. Om marknadspriset för el däremot är högre än lösenpriset ska projektbolagen betala kompensation till staten. Kompensationens storlek är proportionerlig mot differensen mellan elpriset och lösenpriset. Regeringen anser att kostnader och intäkter som utgångspunkt ska fördelas utifrån de nyttor som uppstår. I denna konsekvensanalys antar regeringen att kompensationen är finansierad i statens budget och därmed inte har påverkan på det finansiella sparandet.

I tabell 8.2 nedan redovisas kompensationens storlek för fyra reaktorer med installerad effekt på sammanlagt 5 000 MW och en referenskapacitet på 89 procent. I likhet med beräkningarna som redovisas i promemorian antas differenskontraktens lösenpris vara 80 öre per kWh. Differenskontraktens framtida lösenpriser är dock okända och kommer baseras på de framtida förutsättningarna för de specifika projekten.

I sitt remissvar anför Naturskyddsföreningen att kompensationen kan bli större eftersom exempelvis uteblivna industrietableringar kan medföra ett lägre elpris än vad som antas i scenario EP och att elpriset i scenario FM, som är lägre, vore en rimlig utgångspunkt. Regeringen konstaterar att Svenska kraftnäts antagande om den framtida elförbrukningen i scenario FM understiger regeringens planeringsmål. För att illustrera hur stor kompensationen för differenskontrakten kan bli vid olika elpriser används ändå scenario FM, utöver scenario EP, i tabell 8.2. Eftersom Svenska kraftnät redovisar elpriserna i 2020 års priser har de här räknats om till 2025 års priser med hjälp av regeringens prognos för KPI. I scenario FM antas ett elpris motsvarande 61 öre per kWh råda 2045. I ett sådant scenario uppskattas att staten årligen ska kompensera projektbolagen med 7,5 miljarder kronor. I scenario EP antas däremot att elpriset blir motsvarande 83 öre. Då uppskattas att projektbolagen ska kompensera staten med 1,4 miljarder kronor årligen. Det högre elpriset i EP beror på att Svenska kraftnät antar en högre elförbrukning, till följd av att svensk industri ställer om till eldrift tillsammans med nyetablering av elkrävande industri. Osäkerheten om såväl framtida elpriser som differenskontraktens lösenpris innebär att det är svårt att bedöma kompensationens storlek. Det är även osäkert om staten främst ska ge kompensation till projektbolagen eller om bolagen i stället ska kompensera staten. Variationer i elpriset innebär att kompensationens storlek och om det är en kostnad eller intäkt för staten kan variera mellan år. Kompensationen blir större än vad som redovisas i tabellen om elpriserna skulle bli lägre än i scenario FM och EP, eller om lösenpriset skulle bli högre. Den förväntade energiomställningen, med en kraftigt ökad efterfrågan på el talar dock emot mycket låga elpriser. De belopp som redovisas i tabell 8.2 ska ses som räkneexempel som illustrerar hur olika differenser mellan elpriser och lösenpris påverkar kompensationens storlek och om den blir en utgift eller inkomst för staten.

Tabell 8.2 Räkneexempel för årlig kompensation för differenskontrakt

Fasta priser, 2025 års prisnivå

Scenario

Elpris Differens mot antaget lösenpris

Statens

kompensation till

projektbolag

Ören

Ören Miljarder kronor

FM

61

19

7,5

EP

83

-3

-1,4

Anm.: Svenska kraftnät redovisade i sin LMA antagna elpriser i 2020 års prisnivå. Här har de räknats upp till 2025 års prisnivå med hjälp av regeringens prognos för KPI. Källa: Egna beräkningar.

Hänvisningar till S8-6-7

  • Prop. 2024/25:150: Avsnitt 8.1

8.6.8. Ianspråktagande av statens budgetutrymme

Av figur 8.1 framgår att investeringarna beräknas minska det finansiella sparandet, och därmed även antas minska utrymmet för andra reformer år 1–14 i huvudscenariot. Från och med år 15, och i synnerhet under perioden år 15–30, antas däremot utrymmet för andra reformer öka till följd av investeringarna. För att tydliggöra omfattningen av dessa effekter

på budgetutrymmet kan de relateras till storleken på ett normalt budgetutrymme. Jämförelsen görs i detta avsnitt på två sätt för att spegla såväl årsvisa effekter på budgetutrymmet, som ackumulerade effekter över flera år.

Investeringarnas ianspråktagande av ett års budgetutrymme

Eftersom offentlig sektors skatteintäkter tenderar att öka i takt med BNP medan de offentliga utgifterna vanligtvis ökar i långsammare takt uppstår normalt ett årligt budgetutrymme, vilket beskrivs i betänkandet Från överskottsmål till balansmål. Detta gäller vid avsaknad av aktiva beslut om ofinansierade förändringar i t.ex. utgifter för offentlig verksamhet eller skatte- och transfereringssystem. I betänkandet anges att det budgetutrymme som uppstår genom automatisk budgetförstärkning normalt är i storleksordningen 0,3–0,5 procent av BNP. Beroende på bl.a. konjunkturläge kan ett lämpligt budgetutrymme bedömas vara såväl större som mindre än så, av stabiliseringspolitiska skäl. Ett normalt budgetutrymme för ofinansierade reformer antas här vara intervallets mitt, dvs. 0,4 procent av BNP, vilket motsvarar 27 miljarder kronor (baserat på regeringens prognos för 2025 års BNP).

Investeringarnas påverkan på statens årliga budgetutrymme beräknas som den årliga förändringen av effekten på finansiellt sparande. Påverkan på det årliga budgetutrymmet bedöms variera från år till år. Av de 16 år som de fyra reaktorerna byggs i huvudscenariot, antas det årliga budgetutrymmet påverkas negativt 8 år, positivt 7 år och vara neutralt 1 år. Den negativa effekten på budgetutrymmet ett enskilt år beräknas variera mellan 1 och 10 miljarder kronor, vilket motsvarar mellan 4 och 40 procent av budgetutrymmet som normalt skapas av den automatiska budgetförstärkningen. Även vid scenariot med fördyringar beräknas påverkan på det årliga budgetutrymmet vara positiv ungefär lika många år som den är negativ under den period som reaktorerna byggs. Vid scenariot med fördyring beräknas den negativa effekten ett enskilt år variera mellan 2 och 16 miljarder kronor, vilket motsvarar mellan 7 och 60 procent av budgetutrymmet som normalt skapas av den automatiska budgetförstärkningen.

Investeringarnas ianspråktagande av en periods budgetutrymme

Ett annat sätt att relatera investeringarnas offentligfinansiella kostnad till budgetutrymmet är att se till den ackumulerade effekten över en flerårig period. Av figur 8.1 framgår att det finansiella sparandet beräknas påverkas negativt år 1–14 i huvudscenariot. Ackumuleras försvagningen av sparandet under den perioden fås beloppet 219 miljarder kronor som antas ha en tillfällig undanträngande effekt på andra reformer. Det utgör 8 procent av det totala budgetutrymme som normalt ackumuleras under 14 år. Under år 15–30 beräknas däremot offentlig sektors finansiella sparande stärkas av lånens återbetalningar och inkomster från ränta och skatt. Ackumuleras förstärkningen av sparandet under hela den perioden fås beloppet 307 miljarder kronor som kan finansiera andra tillfälliga reformer. Totalt under hela perioden, från det att lånens utbetalningar börjar år 1 till det att de antas vara helt återbetalda år 30 summeras påverkan på offentlig sektors finansiella sparande till 88 miljarder kronor

som tillfälligt kan finansiera andra reformer. Vid scenariot med fördubblade investeringskostnader är sparandepåverkan negativ år 1–20, till ett ackumulerat belopp om 461 miljarder kronor. Det motsvarar ca 8 procent av det totala budgetutrymme som normalt ackumuleras under en så lång period. Den ackumulerade förstärkningen av det finansiella sparandet beräknas till 556 miljarder kronor under år 21–38 då de statliga lånen betalas tillbaka i detta scenario. Det motsvarar ca 12 procent av det budgetutrymme som normalt ackumuleras av automatiska budgetförstärkningar under en så lång period.

8.7. Effekter för offentlig sektor

Regeringens prövning av ansökningar om statligt stöd för investeringar i nya kärnkraftsreaktorer kommer att behöva involvera flera myndigheter. Regeringskansliet får ansvar för beredningen av en ansökan inklusive förhandling med företagen om avtal och statsstödsprövningen. Prövningen av stödet får därför främst konsekvenser för Regeringskansliet. I beredningen behöver underlag och synpunkter inhämtas från relevanta myndigheter. Svenska kraftnät framhåller i sitt remissvar att det är av stor vikt att ny kärnkraft lokaliseras med hänsyn till elsystemets behov och utbyggnaden av tillhörande transmissionsnät och menar att affärsverket bör involveras i frågor om lokalisering. Regeringen instämmer i detta. Strålsäkerhetsmyndigheten (SSM) ansvarar för beredningen av tillståndsansökningar enligt kärntekniklagen och en ansökan om sådant tillstånd måste, enligt förslaget, ha inkommit innan regeringen kan besluta om finansiellt stöd. På lämpligt sätt kommer SSM därför att höras innan beslut om stöd fattas. Riksgäldskontoret anser att myndighetens uppgifter i samband med utställandet och förvaltandet av lån till det stödberättigade företaget bör preciseras tydligt av regeringen och att, i den mån uppgifter delegeras till Riksgäldskontoret, de inte innefattar förhandlingar om avtalsvillkor som utgör ett resultat av avvägningar mellan olika politiska mål. Riksgäldskontoret ser dock att myndigheten kan bistå regeringen i den fortsatta beredningen inklusive dessa förhandlingar. Vidare understryker Riksgäldskontoret att det är av stor vikt att den ökade upplåning som behövs för en sådan utlåning sker inom ramarna för den nuvarande upplåningsstrategin. Regeringen bedömer att Riksgäldskontoret kan behöva bistå Regeringskansliet med bl.a. utformningen av låneavtalen och skattningar av statens finansieringskostnad för lånen. Angående myndighetens synpunkter kring upplåning innebär införandet av finansierings- och riskdelningsmodellen inte någon ändring av nuvarande ordning som innebär att statsskulden ska förvaltas för att minimera kostnaden för förvaltningen på lång sikt med beaktande av risk.

Kärnkraftskommunernas samarbetsorgan (KSO) saknar en redovisning i promemorian av effekt på kommuner när det gäller bl.a. lokal insyn, acceptans (veto), medborgardialog, kompetens, planering för eventuell kärnteknisk olycka och efterföljande sanering, kontroll på dricksvatten, avfallshantering, infrastruktur, säkerhet samt planering av egna samhällsviktiga verksamheter. KSO anser att de sammantagna ekonomiska konsekvenserna därför behöver belysas ytterligare och berörda kommuner

kompenseras av staten avseende både kärnavfallet och slutförvaret respektive vid etableringen av ny kärnkraft. Regeringen anser att de synpunkter KSO för fram avser konsekvenserna av tillståndsprocesserna och inte av införandet av ett statligt stöd investeringar i ny kärnkraft. Tillstånd att uppföra nya kärnkraftsreaktorer kräver beredning också hos mark- och miljödomstolarna men dessa bedöms inte påverkas av bredningen av statligt stöd.

9. Författningskommentar

Förslaget till lag om statligt stöd för investeringar i ny kärnkraft

Inledning

1 § I denna lag finns bestämmelser om statligt stöd till företag för investeringar i nya kärnkraftsreaktorer i Sverige.

Paragrafen beskriver lagens innehåll. Övervägandena finns i avsnitt 5.3.

Med företag avses aktiebolag eller motsvarande europeiska associationsformer där ägandet är fördelat på aktier. Med investeringar avses åtgärder och drift enligt 3 och 4 §§. Genom bestämmelsen framgår det att stöd enligt lagen endast kan lämnas för reaktorer som uppförs inom rikets gränser.

Lån och dubbelriktade differenskontrakt

2 § Stöd får lämnas i form av statliga lån och dubbelriktade differenskontrakt.

Stödet ska utformas på ett sätt som ger incitament till ett effektivt resursutnyttjande vid uppförande, innehav och drift av nya kärnkraftsreaktorer. Stödet ska också utformas så att det sker en väl avvägd fördelning av risker och vinster mellan staten och det företag som får stöd.

I paragrafen regleras i vilken form det statliga stödet får lämnas och vissa grundläggande principer för utformningen av stödet. Övervägandena finns i avsnitt 5.1.

I första stycket anges att stöd får lämnas i form av statliga lån och genom dubbelriktade differenskontrakt. Stödet består alltså av både lån och dubbelriktade differenskontrakt. Med statliga lån avses statlig utlåning som finansieras med lån i Riksgäldskontoret och lämnas till de företag som får stöd. Med dubbelriktade differenskontrakt avses sådana kontrakt som framgår av artikel 2 i Europaparlamentets och rådets förordning (EU) 2019/943 av den 5 juni 2019 om den inre marknaden för el (elmarknadsförordningen). Enligt definitionen i artikeln är det ett kontrakt mellan en operatör av en kraftproduktionsanläggning och en motpart, vanligtvis ett offentligt organ, som tillhandahåller både ett minimiersättningsskydd och en gräns för överkompensation. De dubbelriktade differenskontrakt som anges i bestämmelsen ingås mellan staten och ett företag som producerar el från ny kärnkraft.

I andra stycket anges vissa grundläggande principer som staten ska beakta vid utformningen av lånen respektive de dubbelriktade differenskontrakten. Där anges följaktligen att stödet ska utformas på ett sätt som ger incitament till ett effektivt resursutnyttjande vid uppförande, innehav och drift av nya kärnkraftsreaktorer samt att stödet ska utformas så att det sker en väl avvägd fördelning av risker och vinster mellan staten och det företag som får stöd. Det innebär bl.a. att stödet ska utformas så att det finns inbyggda incitament för det företag som får stöd att uppföra och driva de nya reaktorerna på ett kostnadseffektivt och ändamålsenligt sätt. Vidare ska stödet utformas så att riskerna och vinsterna fördelas mellan staten och företaget på ett sätt som ger företaget nödvändiga förutsättningar att genomföra investeringen utan att staten tar onödigt stora risker samt att vinster fördelas mellan företaget och staten på ett rimligt sätt. Bestämmelsen innebär följaktligen att dessa principer ska återspeglas i villkoren i de låneavtal och differenskontrakt som följer på ett beslut om stöd men att villkoren får bestämmas med beaktande av omständigheterna i det enskilda fallet och därmed kan skilja sig åt från fall till fall.

3 § Statliga lån får lämnas för uppförande och provdrift av nya kärnkraftsreaktorer samt för projektering och andra förberedande åtgärder inför uppförandet.

I paragrafen anges de ändamål för vilka statliga lån kan lämnas. Övervägandena finns i avsnitt 5.1.1.

Av paragrafen framgår att lånen får lämnas för kärnkraftsreaktorer som är nya. Begreppet uppförande har samma betydelse som i lagen (1984:3) om kärnteknisk verksamhet och tar sikte på själva byggnationen av reaktorn. Med provdrift avses den fas i etableringen av en ny kärnkraftsreaktor när reaktorn laddas med kärnbränsle och testkörs innan reaktorn fått alla nödvändiga tillstånd från Strålsäkerhetsmyndigheten för att kunna drivas enligt sin fulla kapacitet (se prop. 1983/84:60 s. 194–196). Med projektering och andra förberedande åtgärder avses sådana åtgärder som krävs innan uppförandet av en ny kärnkraftsreaktor kan påbörjas. Det kan t.ex. vara markförberedande åtgärder som sprängning och schaktarbeten, ledningsdragning för el, etablering av nödvändig infrastruktur på platsen för byggnationen samt logistik och transport för de sagda åtgärderna. Det kan även vara utrednings- och förberedelsearbeten inför uppförandet av reaktorn, t.ex. detaljkonstruktion och anpassningar av den valda reaktormodellen samt planering och logistik inför byggnationen av reaktorn.

4 § Dubbelriktade differenskontrakt får ingås för rutinmässig drift av nya kärn-

kraftsreaktorer.

I paragrafen anges för vilket ändamål dubbelriktade differenskontrakt får ingås. Övervägandena finns i avsnitt 5.1.2.

Av paragrafen framgår att dubbelriktade differenskontrakt får omfatta den rutinmässiga driften av kärnkraftsreaktorer och att det är ett krav på att reaktorerna ska vara nya. Med rutinmässig drift avses den fas när kärnkraftsreaktorn har fått godkännande av Strålsäkerhetsmyndigheten att drivas med full kapacitet. Det sker efter avslutad provdrift (prop. 1983/84:60 s. 195–196).

5 § Stöd ska förenas med villkor som regleras genom avtal mellan staten och det företag som får stöd.

Villkoren ska utformas med hänsyn till

1. statens risk,

2. statens möjlighet att tillvarata sin rätt, och

3. statens behov av kontroll och uppföljning.

I paragrafen anges att det stöd som lämnas genom lagen ska förenas med villkor, hur villkoren ska regleras och de övergripande principer som villkoren ska utformas enligt. Övervägandena finns i avsnitt 5.1.

Av första stycket framgår att villkoren för stödet ska regleras i avtal mellan staten och det företag som får stöd. Bestämmelsen grundar sig på det förhållandet att stöd enligt lagen kommer att lämnas genom att staten ställer ut lån till och ingår dubbelriktade differenskontrakt med de företag som får stöd. Villkoren för lånen och de dubbelriktade differenskontrakten, samt den risk- och vinstdelningsmekanism som kommer att införas genom dessa, regleras genom civilrättsliga avtal mellan staten och företaget som får stöd. Med avtal avses här skriftliga avtal.

I andra stycket anges vissa grundläggande principer som alltid ska beaktas vid utformningen av avtalsvillkoren. Statens risk i ett projekt för investering i ny kärnkraft ska identifieras och återspeglas i avtalen. Vidare ska statens möjlighet att tillvarata sin rätt regleras i avtalsvillkoren, t.ex. frågan om när staten enligt avtalen kan kräva återbetalning av utbetalt stöd om företaget begår kontraktsbrott. Slutligen ska det i avtalen finnas mekanismer för kontroll och uppföljning av t.ex. hur utbetalda medel har använts av företaget. Uppräkningen är inte uttömmande. Därutöver kan stödets utformning, som kommer till uttryck genom villkoren i avtalen, ta hänsyn till en rad andra intressen, exempelvis elsystemets behov och elektrifieringen av samhället samt att undvika att säkerhetspolitiska risker uppkommer.

Förutsättningar för stöd

6 § Regeringen får, efter ansökan, besluta om att lämna stöd till ett företag för de ändamål som anges i 3 och 4 §§.

Stöd får endast lämnas om de nya kärnkraftsreaktorer som avses i 3 och 4 §§ är lokaliserade på samma plats i Sverige och har en sammanlagd installerad elektrisk effekt om minst 300 MW. Om det finns särskilda skäl får regeringen besluta om att lämna stöd även om reaktorerna har en sammanlagd installerad elektrisk effekt som understiger 300 MW.

Paragrafen reglerar några av de mest centrala förutsättningarna för stöd enligt lagen. Övervägandena finns i avsnitt 5.4.1.

Av första stycket framgår för det första att det är regeringen som fattar beslut om stöd enligt lagen.

För det andra framgår att stöd lämnas till ett företag. För det tredje framgår att ett beslut om att lämna stöd fattas efter en ansökan om stöd.

För det fjärde framgår att stöd endast får lämnas för de ändamål som anges i 3 och 4 §§. Genom hänvisningarna till dessa paragrafer framgår också att investeringarna ska avse nya kärnkraftsreaktorer. Det kan vara en ny reaktor eller flera nya reaktorer. Stöd får alltså inte lämnas för

åtgärder eller drift som avser befintliga kärnkraftsreaktorer, t.ex. utbyggnad, reparation, drift eller liknande.

Av andra stycket framgår att stöd endast får lämnas om de nya kärnkraftsreaktorer som avses i 3 och 4 §§ är lokaliserade på samma geografiska plats inom rikets gränser och har en sammanlagd installerad elektrisk effekt om minst 300 MW. Det innebär att den nya kärnkraftsreaktor eller de nya kärnkraftsreaktorer som investeringarna avser som huvudregel ska ha en sammanlagd installerad elektrisk effekt om minst 300 MW på en plats i Sverige. Samma geografiska plats innebär att reaktorerna ska befinna sig på en och samma fastighet eller vara placerade på flera fastigheter men i nära anslutning till varandra, och utgöra en och samma kraftverksanläggning. Av andra stycket framgår också att regeringen får besluta om att lämna stöd till investeringar även om reaktorerna har en sammanlagd installerad elektrisk effekt som understiger 300 MW om det finns särskilda skäl. Sådana särskilda skäl kan vara att ett projekt bedöms utgöra ett betydande bidrag för att energisystemet ska uppfylla de behov som behandlas i avsnitt 4.1, dvs. att Sverige ska nå de klimat- och energipolitiska målen, att framtidens elbehov inklusive anslutning av ny industri tillgodoses, att leveranssäkerheten i elsystemet och överföringsförmågan i transmissionsnätet ökar, att prisskillnaderna mellan de svenska elområdena minskar, och att elpriser för elkunderna är konkurrenskraftiga. Samtidigt bör de motiv som redovisas i avsnitt 4.2 för införande av det statliga stödet bedömas vara giltiga för projektet i fråga, dvs. att stödet är nödvändigt för att projektet ska komma till stånd trots konstruktionsrisker, marknadsrisker, politiska och regulatoriska risker.

7 § Stöd får endast lämnas till företag vars verksamhet uteslutande eller så gott som uteslutande har till ändamål att uppföra, inneha och driva den nya kärnkraftsreaktor eller de nya kärnkraftsreaktorer som beslutet om stöd avser.

Paragrafen anger vilka företag som stöd får lämnas till. Övervägandena finns i avsnitt 5.4.3.

Av paragrafen framgår att stöd endast får lämnas om företaget bedriver en verksamhet som uteslutande eller så gott som uteslutande har till ändamål att uppföra, inneha och driva den nya kärnkraftsreaktor eller de nya kärnkraftsreaktorer som stödet avser. Det innebär att den verksamhet som stöder avser bedrivs separat i ett företag med detta ändamål. Företaget får exempelvis inte äga och driva andra reaktorer än de nya reaktorer som stödet avser. Företaget behöver vid tidpunkten för regeringens beslut om stöd inte ha en faktisk verksamhet som består i att uppföra, inneha och driva dessa nya kärnkraftsreaktorer i gång. Det blir i regel verklighet först efter att företaget har fått statligt stöd till det enligt denna lag. Företagets ändamål med verksamheten måste emellertid såväl vid tidpunkten för beslutet om stöd som under tiden som bolaget nyttjar stödet, bestå i att uteslutande eller så gott som uteslutande uppföra, inneha och driva de nya kärnkraftsreaktorer som regeringens beslut om stöd avser. Med uppförande, innehav och drift avses detsamma som i lagen (1984:3) om kärnteknisk verksamhet. Att företagets verksamhet uteslutande eller så gott som uteslutande ska bestå i att uppföra, inneha och driva den eller de nya kärnkraftsreaktorer som ett beslut om stöd avser innebär inte att företaget är förhindrat från att bedriva sådan angränsande verksamhet som,

inom en normal affärsverksamhet för uppförande, innehav och drift av nya kärnkraftsreaktorer, är nödvändig för att kunna förverkliga det projekt som stödet avser. Det kan t.ex. handla om att bolaget behöver importera eller hantera kärnbränsle, bedriva anläggningsentreprenad på den plats där reaktorn ska byggas eller bedriva logistik och liknande verksamheter som krävs för att ett projekt av den omfattning som nu är i fråga ska bli verklighet.

8 § Stöd får endast beslutas i samband med att sådana avtal som anges i 5 § ingås.

I paragrafen anges när beslut om att lämna stöd får meddelas. Övervägandena finns i avsnitt 5.4.2. De avtal som avses är de kontrakt som ska ingås mellan staten och det företag som får stöd, vilket är låneavtal och dubbelriktade differenskontrakt. Bestämmelsen förhindrar regeringen från att fatta beslut om stöd innan sådana avtal har förhandlats och i princip är klara för undertecknande. Ett regeringsbeslut om stöd kan exempelvis fattas i nära anslutning till att avtalen ska undertecknas. Praktiska hänsyn får avgöra när avtalen ska undertecknas i förhållande till regeringens beslut om stöd.

9 § Stöd får endast beslutas efter det att ett företag har ansökt om de tillstånd som krävs enligt lagen (1984:3) om kärnteknisk verksamhet och miljöbalken för uppförande, innehav och drift av den nya kärnkraftsreaktor eller de nya kärnkraftsreaktor som beslutet om stöd avser.

Av paragrafen följer att beslut om att lämna stöd endast får lämnas efter det att ett företag har ansökt om de tillstånd som krävs för verksamheten. Övervägandena finns i avsnitt 5.4.4.

Bestämmelsen innebär att företaget ska ha ansökt om tillstånd enligt lagen (1984:3) om kärnteknisk verksamhet och miljöbalken för uppförande, innehav och drift av den nya kärnkraftsreaktor eller de nya kärnkraftsreaktorer som beslutet om stöd avser innan beslut om att lämna stöd får meddelas. Detta hindrar dock inte att företaget ansöker om stöd till regeringen och att beredningen av ansökan inleds i avvaktan på att tillståndsansökningarna, med tillhörande underlag, har lämnats in.

10 § Stöd får endast lämnas till ett företag om

1. den som har ett kvalificerat innehav av andelar i företaget är lämplig att utöva ett väsentligt inflytande över ledningen av företaget, och

2. den som ingår i företagets ledning är lämplig för en sådan uppgift. Med kvalificerat innehav avses detsamma som i 1 kap. 5 § 15 lagen (2004:297) om bank- och finansieringsrörelse.

Paragrafen reglerar de krav som enligt lagen ställs på vissa ägare och företrädare av det företag som får stöd. Övervägandena finns i avsnitt 5.4.5.

Av första stycket framgår av första punkten att den som har ett kvalificerat innehav av andelar i företaget ska bedömas vara lämplig att utöva ett väsentligt inflytande över ledningen av företaget. Om en sådan ägare är en juridisk person ska prövningen omfatta ställföreträdare för den juridiska personen. Prövningen bör avse ägarnas lämplighet att utöva ett väsentligt inflytande över ledningen av företaget. Detta innebär bl.a. att

ägaren eller ägarna ska bedömas vara redbara samt ha de ekonomiska förutsättningar som krävs för att t.ex. ta i anspråk ett tillstånd att uppföra en kärnkraftsreaktor och fullfölja projektet till dess färdigställande. Vid denna bedömning får hänsyn tas till hur stort innehav som ägaren har och det inflytande denna därmed kommer att ha.

Av andra punkten framgår att den som ingår i företagets ledning ska bedömas vara lämplig för en sådan uppgift, dvs. att ingå i ledningen för företaget. Med företagets ledning avses styrelseledamöterna och dessas suppleanter, verkställande direktören och vice verkställande direktören. Prövningen bör säkerställa att personerna som ingår i ledningen bedöms vara lämpliga att inneha uppdrag i ledningen för bolaget. Detta innebär bl.a. att personerna ska vara redbara och besitta erfarenhet som är relevant för uppgiften.

Vid bedömningen av ägarnas och ledningens lämplighet bör det särskilt beaktas om de i väsentlig utsträckning har åsidosatt sina skyldigheter i näringsverksamhet eller i andra ekonomiska angelägenheter eller gjort sig skyldiga till allvarlig brottslighet, t.ex. om de dömts för skattebrott, ekonomisk brottslighet eller sådan brottslighet som är riktad mot Sveriges säkerhet eller varit föremål för konkursförfarande (jfr prop. 2008/09:155 s. 87).

I andra stycket anges vad som avses med kvalificerat innehav i första stycket första punkten. Med kvalificerat innehav avses detsamma som i 1 kap. 5 § 15 lagen (2004:297) om bank- och finansieringsrörelse, dvs. ett direkt eller indirekt ägande i ett företag, om innehavet beräknat på det sätt som anges i 1 kap. 5 a § i samma lag representerar 10 procent eller mer av kapitalet eller av samtliga röster eller annars möjliggör ett väsentligt inflytande över ledningen av företaget.

Rätt att meddela föreskrifter

11 § Regeringen kan med stöd av 8 kap. 7 § regeringsformen meddela ytterligare föreskrifter om stöd enligt denna lag.

Paragrafen innehåller en upplysningsbestämmelse om att regeringen kan meddela ytterligare föreskrifter om statligt stöd för finansiering av ny kärnkraft med stöd av den s.k. restkompetensen i 8 kap. 7 § regeringsformen. Övervägandena finns i avsnitt 5.5.

Bestämmelsen innebär att regeringen kan meddela föreskrifter om exempelvis villkoren för stöd och vilka uppgifter en ansökan om stöd ska innehålla. Sådana uppgifter kan vara planerad elektrisk effekt, lokalisering, reaktortyp, beräknade kostnader och drifttid. Föreskrifter kan också meddelas om närmare preciseringar av de olika begrepp som förekommer i lagen om statligt stöd för finansiering av ny kärnkraft. Uppräkningen är inte uttömmande.

Ikraftträdandebestämmelse

Denna lag träder i kraft den 1 augusti 2025.

I bestämmelsen anges när lagen ska träda i kraft. Övervägandena finns i avsnitt 5.6.

Av bestämmelsen framgår att lagen träder i kraft den 1 augusti 2025.

Sammanfattning av promemorian Finansiering och riskdelning vid investeringar i ny kärnkraft (Fi2024/01624)

Uppdraget

Utredningens uppdrag är enligt direktiven att lämna förslag på modeller för finansiering och riskdelning för nya kärnkraftreaktorer, så att elmarknadens aktörer i konkurrens har möjlighet att bygga ny kärnkraft. Modellen ska utformas så att kärnkraft med en total effekt om minst 2 500 MW, motsvarande effekten av två storskaliga reaktorer, ska finnas på plats senast 2035.

I utformningen av en finansierings- och riskdelningsmodell ska utredningen beskriva och analysera modeller som använts i andra länder med fokus på Europa. Förslagen ska utformas så att de är förenliga med gällande regler om statsstöd och konkurrens. Vidare ska utredningen lämna nödvändiga författningsförslag.

Vad gäller direktivets instruktioner om att föreslå en tids- och aktivitetsplan för implementering av modellen, samt att belysa andra åtgärder som kan sänka kostnader och korta tillstånds- och byggprocesser, bedöms att dessa bäst hanteras inom ramen för andra utredningar som regeringen tillsatt på området.

Lag om statligt stöd för finansiering av ny kärnkraft

Utredningens förslag innebär att statligt stöd ges till företag för investeringar i ny kärnkraft efter ett ansökningsförfarande. En ny lag föreslås reglera förutsättningarna att ta del av stöd, stödformerna samt vad en ansökan ska innehålla. Lagen föreslås träda i kraft den 6 maj 2025.

Stora osäkerheter leder till höga riskpremier

Kärnkraftsprojekt kännetecknas av höga konstruktionskostnader och långa byggtider. Ett kärnkraftsprojekts kassaflöden ger därför upphov till ett stort finansieringsbehov för att överbrygga tidsförskjutningen mellan kostnader och intäkter. Vidare är kärnkraftsinvesteringar förknippade med flera risker, där utredningen bedömer konstruktionsrisker, marknadsrisker samt politiska och regulatoriska risker som särskilt viktiga. Osäkerhet kring möjligheten att realisera skalfördelar, så kallad programrisk, bedöms också vara en viktig del av riskbilden.

En potentiell investerare i ny kärnkraft baserar sitt investeringsbeslut på en bedömning av projektets förväntade kassaflöden och osäkerheterna kring dessa. Kostnader och intäkter över de långa tidshorisonter som ett kärnkraftsprojekt stäcker sig är svårprognostiserade av flera skäl. Senast en ny reaktor färdigställdes i Sverige var 1985 vilket innebär att skattningar av kostnader i hög grad behöver baseras på projekt i andra

länder. Flera sentida kärnkraftsprojekt har upplevt stora tids- och kostnadsöverskridanden även om det finns exempel på lyckosamma projekt, i synnerhet då flera reaktorer av samma design byggts i serie. Informationsvärdet i tidigare projektutfall är dock begränsat - dels till följd av bristande jämförbarhet med andra länders regulativa miljö, dels för att prisutvecklingen på kärnkraftens insatsvaror ökat på senare tid. Även på intäktssidan finns osäkerheter kring framtida efterfrågan och pris på el. Detta innebär att beslut om investeringar i ny kärnkraft baseras på osäkra kalkyler av intäkter och kostnader.

Av ovan nämnda skäl kräver investerare i ny kärnkraft en betydande riskpremie som i praktiken omöjliggör investeringar i kärnkraftsprojekt på kommersiella villkor. För att få till stånd ny kärnkraft krävs därför en modell för finansiering och riskdelning.

Marknadsmisslyckanden motiverar stöd till ny kärnkraft

Utredningens utgångspunkt är att i en väl fungerande marknads-ekonomi, där priserna avspeglar alla relevanta samhälleliga värden, kan företag antas fatta beslut som är välavvägda inte bara ur deras egna perspektiv utan även ur samhällets perspektiv. Utredningen identifierar flera förhållande som gör att det uppstår en diskrepans mellan den företagsekonomiska investeringskalkylen för ny kärnkraft och den samhällsekonomiska motsvarigheten. Det bedöms finnas effektivitetsskäl för staten att stödja investeringar i kärnkraft, bland annat därför att:

  • Finansmarknaden inte förmår att effektivt prissätta och allokera riskerna förknippade med kärnkraftsinvesteringar.
  • Den som investerar i ny kärnkraft inte vid tillfället för investeringsbeslut kan teckna långsiktiga prissäkringsavtal till rimliga villkor.
  • Kärnkraftinvesteringar kan generera läroeffekter med åtföljande kunskapsläckage.
  • Kärnkraft bidrar med systemnyttor avseende spänningshållning, frekvensstabilitet och marknadstilldelad överföringskapacitet mellan elområden som idag inte prissätts.
  • Det är osäkert om regeringens planeringsmål för elsystemet kan nås genom enbart en utbyggnad av vindkraft och om ett sådant väderberoende elsystem kan driftsäkras och balanseras till rimliga kostnader.

Lärdomar från andra länders finansieringsmodeller

Endast ett fåtal kärnkraftsprojekt har genomförts i Europa under de senaste årtiondena och tids- och kostnadsöverskridande för flera av dessa projekt har varit stora. För att få till stånd investeringar i ny kärnkraft har olika modeller använts för att allokera risker mellan elproducenter, elkonsumenter och staten. Efter att ha studerat andra, framför allt europeiska, länders finansierings- och riskdelningsmodeller drar utredningen följande slutsatser:

  • Modeller som allokerar större delen av finansieringen och riskerna till elproducenten ger starka incitament att bygga kostnadseffektivt men det kommer med en hög kapitalkostnad.
  • Trenden är att europeiska stater bär alltmer risk i kärnkraftsprojekt för att sänka kapitalkostnaden och få till stånd investeringar i ny kärnkraft.
  • Statlig involvering i kärnkraftsprojekt kommer med en kostnad för övervakning och kontroll. Modellerna som använts i Europa skiljer sig i hur mycket vikt som läggs vid övervakning och kontroll respektive vid ekonomiska incitament för att uppnå effektivitet i projekten.
  • I valet av finansierings- och riskdelningsmodell kan det finnas ett värde i att nyttja stödformer som redan har godkänts av den Europeiska kommissionen för en snabbare statsstödsprövning.

Svensk modell för finansiering och riskdelning

Det är cirka 40 år sedan det senaste kärnkraftverket byggdes i Sverige. De första nya reaktorerna som byggs i Sverige kan förväntas bli förhållandevis dyra eftersom aktuell erfarenhet saknas och nya logistikkedjor måste byggas upp. Modellen är därför avsedd för att finansiera ett program motsvarande 4 000–6 000 MW installerad effekt, motsvarande ca fyra storskaliga reaktorer. Därefter kan det förväntas att såväl kostnader som risker för att bygga ny kärnkraft har minskat och därmed också behovet av statligt stöd.

Kriterier för modellval

Flera utgångspunkter har varit styrande för utredningens modellval. Den föreslagna modellen syftar till att:

  • Ge en låg kostnad att producera el i förhållande till investeringskostnaden för ny kärnkraft.
  • Säkerställa starka drivkrafter för att genomföra kärnkraftsprojektet på ett kostnadseffektivt sätt under konstruktionsfasen samt att bevara incitamenten att svara mot marknadens prissignaler under driftsfasen.
  • Utforma stödåtgärder som har en koppling till de marknadsmisslyckanden som har identifierats.
  • Ge en tillräckligt hög förväntad avkastning för att privata aktörer ska vara villiga att finansiera ny kärnkraft.
  • Bedömas kunna godkännas i en statsstödsprövning.

Modellens tre komponenter

Finansierings- och riskdelningsmodellen innehåller tre komponenter som adresserar de viktigaste identifierade riskerna i ett kärnkraftsprojekt. Tillsammans verkar de för att sänka kapital-kostnaden i syfte att få till stånd nya investeringar i kärnkraft till en låg kostnad.

Statlig lånefinansiering

Statliga lån ställs ut av Riksgäldskontoret för att finansiera investeringar i ny kärnkraft vilket sänker kapitalkostnaden. Dels möjliggörs en kapitalstruktur med en högre andel lånat kapital än vad som kan erhållas på marknadsvillkor under konstruktionsfasen, dels kan staten erbjuda en lägre ränta än marknaden. När kärnkraftverket driftsätts har osäkerheten kring projektet minskat vilket möjliggör marknadsfinansiering till betydligt bättre villkor än under konstruktionsfasen. Räntan på de statliga lånen höjs successivt under driftsfasen för att ge incitament att ersätta de statliga lånen med marknadsfinansiering.

Prissäkringsavtal

Ett prissäkringsavtal av typen dubbelriktat differenskontrakt upp-rättas mellan staten och kärnkraftsproducenten. Differenskontraktet utformas för att så långt som möjligt bevara marknads-incitament. För perioder då marknadspriset på el är lägre än det avtalade lösenpriset uppstår en kostnad för staten, som finansieras med en skatt proportionerlig mot elkonsumtion och omfattar hela elkundskollektivet. I de fall marknadspriset är högre än lösenpriset kommer staten att erhålla intäkter från differenskontraktet som kan föras vidare till elkonsumenten.

Risk- och vinstdelning

Den tredje komponenten är en risk- och vinstdelningsmekanism som ger projektägaren en lägsta avkastning på sin investering. Därutöver delas projektets vinster i de bästa utfallen med staten och elkonsumenterna. Mekanismen aktiveras baserat på resultatet av en marknadsvärdering av projektet efter att kärnkraftverket tagits i drift. Om det visar sig att avkastningen i projektet varit väsentligt bättre eller sämre än förväntat anpassas villkoren temporärt för de statliga lånen och differenskontraktet. Ett golv respektive tak för avkastningen på eget kapital under konstruktionsfasen avgör om villkoren ska göras mer förmånliga eller stramas åt. Risk- och vinstdelningsmekanismen är aktiv till dess att värdet av eget kapital i projektet ligger mellan golvet och taket. Därefter står projektet på egna ben med förväntan om en marknadsmässig avkastning.

Parametersättning

Finansierings- och riskdelningsmodellen innehåller flera parametrar som behöver bestämmas och regleras i civilrättsliga avtal mellan staten och projektägarna. Det finns betydande osäkerheter kring kostnaderna för ny kärnkraft. Utredningens föreslagna parametervärden ska därför ses som en bedömning av rimliga riktvärden givet den information utredningen haft att tillgå.

Ytterst kommer parametervärdena att avgöras genom förhandlingar mellan staten och investerare i ny kärnkraft, då mer precisa kostnadsestimat bör finnas att tillgå baserade på anbud från utvalda leverantörer. Därtill kommer både modellens utformning och parametervärden att behöva motiveras i en framtida statsstödsprövning.

Konsekvenser av utredningens förslag

I linje med direktiven fokuserar utredningens konsekvensanalys på hur modellen påverkar de offentliga finanserna, elmarknaden och elkonsumenterna. Analysen av elmarknaden bygger i huvudsak på tidigare genomförda studier och scenarioanalyser.

Statsskulden ökar temporärt men förväntas bli lägre på lång sikt

I konsekvensanalysen görs beräkningar av hur de offentliga finanserna påverkas av ett kärnkraftsprogram om 5 000 MW installerad effekt, motsvarande cirka fyra storskaliga reaktorer. Om inga kostnadsöverskridanden sker beräknas statsskulden som mest att öka med knappt 300 miljarder kronor i 2023 års priser. På sikt bedöms programmet att leda till en något lägre statsskuld. Detta beror på att staten under driftsfasen gradvis höjer räntan på de statliga lånen och att de statliga lånen då ersätts med privata lån. Om programmet fördyras med 50 procent bedöms statsskulden öka med som mest knappt 450 miljarder kronor i 2023 års priser. I detta fall blir statsskulden på lång sikt något högre.

Hur den offentliga sektorns finansiella sparande påverkas beror på om kärnkraftsprojekt med statligt stöd klassificeras till privat eller offentlig sektor. Om projekten klassificeras i offentlig sektor kommer byggkostnaderna att betraktas som offentliga utgifter, vilket leder till en betydande försvagning av det finansiella sparandet under byggåren.

Ny kärnkraft bidrar till mindre volatila elpriser

Baserat på en genomgång av studier som simulerar den framtida prisutvecklingen i olika scenarier konstateras att det är svårt att avgöra den långsiktiga effekten av ny kärnkraft på elpriserna jämfört med ett mer vindkraftsdominerat elsystem. Däremot pekar studierna entydigt på att ny kärnkraft ger lägre prisvolatilitet.

Effekterna på elsystemets kostnad är svårbedömd

Utredningen bedömer att kärnkraftens sammanlagda systemnytta, relativt vindkraft, kan vara stor. Kostnaderna för nätutbyggnad, systemdrift och flexibilitet blir högre i en framtid, där elproduktionen är betydligt högre än idag, med ett vindkraftsdominerat elsystem än i ett system där även kärnkraften byggts ut. Samtidigt är produktionskostnaden för kärnkraft högre än för landbaserad vindkraft. Det är därför svårt att dra någon entydig slutsats om kärnkraftinvesteringars påverkan på elsystemets samlade samhällsekonomiska kostnad. Utredningen menar emellertid att valet handlar om att väga olika risker mot varandra. Med en kärnkraftsutbyggnad undviks en del av riskerna för att det skulle visa sig vara mycket kostsamt att balansera och drifta ett helt förnybart system. Detta bör vägas mot risken för att kärnkraftsutbyggnaden blir dyrare än förväntat.

Påverkan på lönsamheten i andra kraftinvesteringar

Utredningen bedömer risken för att den föreslagna modellen ska tränga undan livstidsförlängningar av befintlig kärnkraft som liten, givet sådana projekts väsentligt lägre investeringskostnad och projektrisk jämfört med ny kärnkraft. Vad gäller vindkraft är analysen mer komplicerad. Ny kärnkraft ger upphov till två motverkande effekter på det pris som vindkraften får för den el de säljer. Ett ökat utbud av el leder till att det genomsnittliga elpriset blir lägre. Men mer kärnkraftsel leder också till en lägre prisvolatilitet, vilket gynnar vindkraften. Den sammantagna effekten på vindkraftens lönsamhet är därför oklar och beror bland annat på kostnaden för de flexibilitetsresurser som krävs för att balansera elsystemet.

Effekter för näringslivet och hushållen

Utredningens förslag är att alla elkunder är med och finansierar prissäkringsavtalet för ny kärnkraft. Elkundernas kostnad för att finansiera prissäkringsavtalet väntas uppgå till knappt 2 öre per kWh. Samtidigt bedöms en utbyggnad av kärnkraft leda till ett mindre volatilt elpris, vilket ger lägre premier för elprissäkring, samt även till lägre kostnader för systemdrift och nätutbyggnad för ett elsystem som svarar upp mot elektrifieringen av industrin och transportsystemet. Den sammantagna effekten på företagens och hushållens elkostnader är därmed svårbedömd.

Promemorians lagförslag

Förslag till lag om statligt stöd för finansiering av ny kärnkraft

Härigenom föreskrivs följande.

Inledande bestämmelser

1 § Denna lag innehåller bestämmelser om statligt stöd till företag för att finansiera investeringar i ny kärnkraft.

Förutsättningar för stöd

2 § Om det finns skäl för det får regeringen ge stöd till företag för investeringar i verksamhet som rör uppförande och drift av en eller flera nya kärnkraftsreaktorer med en sammanlagd installerad effekt om minst 300 MW.

Verksamheten ska vid tidpunkten för beslut enligt första stycket omfattas av tillstånd enligt lagen (1984:3) om kärnteknisk verksamhet samt ha tillåtits enligt 17 kap. miljöbalken.

3 § Stöd får inte ges till företag som bedriver annan verksamhet än den som avses i 2 §.

4 § Stöd får bara ges till ett företag om

1. de som har ett kvalificerat innehav av andelar i företaget har förmåga att utöva ett ansvarsfullt ägarskap, och

2. de som ingår i företagets styrelse och ledning har förmåga att bedriva verksamheten på ett ansvarsfullt sätt.

Med kvalificerat innehav avses detsamma som i 1 kap. 5 § 15 lagen (2004:297) om bank- och finansieringsrörelse.

Stödformer

5 § Stöd får ges i form av lån och dubbelriktade differenskontrakt.

Stöd som ges i form av dubbelriktade differenskontrakt ska utformas med beaktande av bestämmelserna i artikel 19 d Europaparlamentets och rådets förordning (EU) 2019/943 av den 5 juni 2019 om den inre marknaden för el.

För stöd som ges i form av lån finns bestämmelser om uttag av ränta och avgifter i budgetlagen.

6 § Stöd får endast ges i enlighet med Europeiska kommissionens beslut om godkännande av stöd enligt artikel 107.3 i fördraget om Europeiska unionens funktionssätt.

Ansökan om stöd

7 § En ansökan om stöd ska vara skriftlig och ges in till regeringen.

Ansökan ska innehålla en affärsplan där följande uppgifter ska redovisas:

1. förväntade intäkter och kostnader (förväntade värden), och

2. väsentliga risker inklusive hur dessa uppstår, mäts och hanteras. Med förväntade värden avses det sannolikhetsvägda medelvärdet av den utfallsmängd som har antagits för beräkningen. Värden och risker ska redovisas med utgångspunkt att stöd beviljas.

Regeringen eller den myndighet regeringen bestämmer kan med stöd av 8 kap. 7 § regeringsformen meddela ytterligare föreskrifter om vad en ansökan ska innehålla.

Överklagande

8 § Beslut enligt denna lag får inte överklagas.

Denna lag träder i kraft den 6 maj 2025.

Förteckning över remissinstanserna

Efter remiss har yttrande lämnats av Affärsverket svenska kraftnät, Blykalla AB, Chalmers tekniska högskola, E.ON Sverige AB, Ekonomistyrningsverket, Energiföretagen Sverige, Energimarknadsinspektionen, Fondbolagens förening, Formas, Fortum Sweden AB, Föreningen Teknikföretagen i Sverige, Företagarna, Förvaltningsrätten i Stockholm, Göteborg Energi, Institutet för näringslivsforskning, Kammarkollegiet, Kammarrätten i Stockholm, Kommerskollegium, Konjunkturinstitutet, Konkurrensverket, Konsumentverket, Kungliga Tekniska högskolan, Kärnavfallsfonden, Kärnfull Next AB, Kärnkraftskommunernas samarbetsorgan, Landsorganisationen i Sverige, Lokalkraft Sverige, Luleå tekniska universitet, Naturvårdsverket, Regelrådet, Riksgäldskontoret, Skatteverket, Skellefteå Kraft AB, SKGS (Skogen, Kemin, Gruvorna och Stålet), Skogsindustrierna, Statens energimyndighet, Statskontoret, Strålsäkerhetsmyndigheten, Studsvik Nuclear AB, Svensk Solenergi, Svensk Vindenergi, Svensk vindkraftsförening, Svenska naturskyddsföreningen, Svenskt Näringsliv, Sveriges Kommuner och Regioner, Sydsvenska Industri- och Handelskammaren, Uniper Sverige AB, Upphandlingsmyndigheten och Vattenfall AB.

Business Sweden, Fastighetsägarna, Riksrevisionen, Sveriges Akademikers Centralorganisation (Saco) och Villaägarna har avstått från att yttra sig.

Electricite de France SA (EDF), European Power Exchange (EPEX SPOT) SE, Energiforsk, Forsmarks Kraftgrupp AB, Föreningen Svensk Värdepappersmarknad, Innovations- och kemiindustrierna i Sverige (IKEM), Jämtkraft AB, LKAB, Mellansvensk kraftgrupp AB, Nasdaq AB, Nordion Energi AB, Nordpool AB, Näringslivets Regelnämnd (NNR), OKGAB, Power Circle AB, Ringhals AB, RISE Research Institutes of Sweden, SSAB, Svenska Bankföreningen, Sveriges allmännytta, Sveriges Konsumenter, Svensk Kärnbränslehantering AB (SKB), Swedish House of Finance, Swedish Modular Reactors AB, Tjänstemännens Centralorganisation (TCO), Uppsala universitet, Vätgas Sverige AB och Westinghouse Electric Sweden AB har inte svarat på remissen.

Yttrande har också inkommit från 100% Förnybart, Bodecker Partners AB, Cecilia Hermansson, Lars Nordström och Lennart Söder, CoolOff Capital Partners AS, Downing Hydro AB, Ellevio, Emc2 Analys AB , Falu miljögrupp, Flower Infrastructure Technologies AB, Folkkampanjen mot kärnkraft och kärnvapen i Sundsvall, Folkkampanjen mot Kärnkraft-Kärnvapen, Föreningen Värmland mot Kärnkraft, GE Hitachi Nuclear Energy, Greenpeace, Holmen Energi, IF Metall, Jernkontoret, Karl Ljungvall, Kungl. Ingenjörsvetenskapsakademien IVA, Miljörörelsens Kärnavfallssekretariat (Milkas), Miljövänner för Kärnkraft, Nätverket för solparker, Nätverket Vindkraftens klimatnytta, OX2, Roger Fredriksson, Rolls-Royce SMR, Seko, Service- och kommunikationsfacket, Skattebetalarnas förening, Statkraft Sverige, Svemin, Sveriges Kärntekniska Sällskap, Världsnaturfonden WWF Sweden och Ørsted.

Finansdepartementet

Utdrag ur protokoll vid regeringssammanträde den 27 mars 2025

Närvarande: statsrådet Busch, ordförande, och statsråden Svantesson, Ankarberg Johansson, Edholm, J Pehrson, Jonson, Strömmer, Forssmed, Tenje, M Persson, Wykman, Malmer Stenergard, Kullgren, Liljestrand, Brandberg, Carlson, Rosencrantz, Dousa

Föredragande: statsrådet Wykman

Regeringen beslutar proposition Finansiering och riskdelning vid investeringar i ny kärnkraft