SOU 2001:77
Handel med elcertifikat - ett nytt sätt att främja el från förnybara energikällor
Till statsrådet och chefen för Näringsdepartementet
Genom beslut den 31 augusti 2000 bemyndigade regeringen chefen för Näringsdepartementet att tillkalla en särskild utredare med uppdrag att utforma ett system för certifikathandel baserat på kvoter för användningen av el från förnybara energikällor (dir. 2000:56).
Med stöd av bemyndigandet förordnades direktören Nils Andersson som särskild utredare fr.o.m. den 1 september 2000.
Fr.o.m. den 1 september 2000 förordnades som sakkunniga i utredningen departementssekreteraren Pernilla Axelsson (Näringsdepartementet), vice VD Björn Hagman (Nord Pool), direktören Cecilia Hellner (Affärsverket svenska kraftnät), direktören Kurt Lekås (SCA Forest Products, Skogsindustrierna), bergsingenjören Lotta Medelius-Bredhe (Svensk Energi AB, t.o.m. 31 augusti 2001), civilingenjören Christer Söderberg (Sveriges Energiföreningars Riksorganisation, SERO) samt som experter departementssekreteraren Magnus Blümer (Näringsdepartementet), civilingenjören Anders Ericsson (ArosMaizels Corporate Finance AB, sedermera Nordea Securities AB), civilingenjören Erik Larsson (Svenska Fjärrvärmeföreningen), experten Thomas Levander (Statens energimyndighet), och bitr. avdelningschefen Inger Norstedt (Konsumentverket).
Fr.o.m. den 31 oktober 2000 förordnades områdesansvarige Bo Diczfalusy (Sveriges Industriförbund, sedermera Svenskt Näringsliv) som sakkunnig och kanslirådet Conny Hägg (Miljödepartementet), kanslirådet Åsa Johannesson-Lindén (Finansdepartementet, t.o.m. 30 september 2001), TeknD Bengt Johansson (Naturvårdsverket), professorn Ted Lindblom (Handelshögskolan i Göteborg) och handläggaren Margareta Petrén Axner (Statens energimyndighet) som experter i utredningen.
Fr.o.m. den 29 november 2000 förordnades departementssekreteraren Christopher Onajin (Finansdepartementet) och fr.o.m. den
2 februari 2001 verksjuristen Björn Forsberg (Affärsverket svenska kraftnät) som experter i utredningen.
Den 31 augusti 2001 förordnades civilekonomen Ulf Sävström (Svensk Energi AB) som sakkunnig i utredningen.
Som huvudsekreterare i utredningen anställdes fr.o.m. den 5 september 2000 civilingenjören Owe Andersson och som sekreterare fr.o.m. den 19 oktober 2000 civilekonomen Stefan Holm, fr.o.m. den 23 januari 2001 chefsjuristen Ronald Liljegren och hovrättsassessorn Thed Adelswärd och fr.o.m. den 1 augusti 2001 civilingenjören Ulrika Dethlefsen.
Härmed överlämnar jag utredningens slutbetänkande (SOU 2001:77) Handel med Elcertifikat – ett nytt sätt att främja el från förnybara energikällor.
Betänkandet har tillkommit i samarbete mellan utredare, sakkunniga, experter och sekreterare. Därför används ordet ”vi” vid referens till utredningen. Detta innebär inte att samtliga i utredningen deltagit i utformningen av alla delar av betänkandet. Jag är således ensam ansvarig för de överväganden och förslag som betänkandet innehåller.
Sakkunnige Christer Söderberg har avgett särskilt yttrande.
Stockholm i oktober 2001
Nils Andersson
/Owe Andersson Thed Adelswärd Ulrika Dethlefsen Stefan Holm Ronald Liljegren
Författningsförslag
1. Förslag till lag om elcertifikat
Härigenom föreskrivs följande.
1 kap. Allmänna bestämmelser
Lagens tillämpningsområde
1 §
Denna lag innehåller bestämmelser om rätt för producenter av förnybar el att erhålla elcertifikat, bestämmelser om handel med elcertifikat samt bestämmelser om skyldighet för elleverantörer och elanvändare att förvärva ett visst antal elcertifikat i förhållande till mängden levererad eller förbrukad el.
Definitioner
2 §
Med förnybar el avses i denna lag elektricitet som producerats genom utnyttjande av vind, sol, vatten, geotermisk energi och biobränsle.
3 §
Med elcertifikat avses ett av staten utgivet intyg om produktion av en viss mängd förnybar el.
4 §
Med certifikatberättigad producent avses innehavare av en av Statens energimyndighet godkänd produktionsanläggning för förnybar el.
5 §
Med elanvändare avses den som förbrukar el som denne själv producerat eller importerat eller som någon annan levererat.
6 §
Med elleverantör avses den som yrkesmässigt levererar el som har producerats av honom själv eller av någon annan.
2 kap. Förnybar el som berättigar till elcertifikat
Certifikatberättigade anläggningar
1 §
Berättigad att erhålla elcertifikat är innehavare av anläggningar där el produceras med hjälp av
1. vindkraft,
2. solenergi,
3. geotermisk energi,
4. vissa typer av biobränsle,
5. vågenergi,
6. vattenkraft i befintliga anläggningar som vid lagens ikraftträdande
kan leverera en effekt om högst 1500 kilowatt,
7. vattenkraft i anläggningar vilka inte varit i drift efter den 1 juli
2001 men som tas i drift efter lagens ikraftträdande,
8. ökad installerad effekt i befintliga vattenkraftanläggningar i den
utsträckning som effekten ökas genom åtgärder som vidtagits efter den 1 juli 2002, samt
9. vattenkraft som producerats i anläggningar vilka för första gången
tas i drift efter den 1 juli 2002.
Om flera sådana anläggningar som avses i första stycket sjätte punkten är belägna i närheten av varandra och gemensamt matar in el på ledningsnätet, skall anläggningarna anses som separata anläggningar vid tillämpningen av denna lag.
Om särskilda skäl föreligger får Statens energimyndighet, efter ansökan från anläggningens innehavare, besluta att el som producerats i annan vattenkraftanläggning än sådan som avses i första stycket punkt sex skall berättiga innehavaren till certifikat.
2 §
Godkännande av produktionsanläggning för erhållande av elcertifikat meddelas av Statens energimyndighet efter ansökan från anläggningens innehavare.
3 §
Närmare bestämmelser om godkännande av produktionsanläggningar för förnybar el samt om vilka typer av biobränsle som berättigar till certifikat meddelas av regeringen eller den myndighet regeringen bestämmer.
Mätning och rapportering
4 §
Innehavare av sådan certifikatberättigad produktionsanläggning som inte är direkt ansluten till ett nät som omfattas av koncessionsplikt skall – för att erhålla certifikat – mäta och rapportera mängden producerad el till Affärsverket svenska kraftnät.
Regeringen eller den myndighet regeringen bestämmer får meddela närmare föreskrifter om mätning och rapportering enligt första stycket.
Tilldelning av elcertifikat
5 §
En certifikatberättigad producent har rätt att erhålla ett elcertifikat för varje uppmätt och till Affärsverket svenska kraftnät rapporterad megawattimme förnybar el som producerats i anläggningar som godkänts enligt 2 §.
Närmare bestämmelser om sättet för tilldelning av elcertifikat samt beräkning och rapportering av mängden producerad förnybar el genom utnyttjande av biobränsle meddelas av regeringen eller den myndighet regeringen bestämmer.
Utländska certifikat
6 §
Regeringen får utfärda föreskrifter om utländska elcertifikats giltighet i Sverige.
3 kap. Kontoföring av och handel med elcertifikat m m
Kontoföring och utfärdande av elcertifikat
1 §
Den myndighet regeringen bestämmer skall kontoföra eller låta kontoföra elcertifikat i ett avstämningsregister (elcertifikatregister).
Kontoföringen skall ske med tillämpning av bestämmelserna i 1 kap. 3 §, 4 kap.1, 17 och 20 §§, 5 kap., 6 kap.1–4 §§ och 7 §, 7 kap. samt 8 kap.1 och 2 §§ lagen (1998:1479) om kontoföring av finansiella instrument (kontoföringslagen) om annat inte följer av denna lag.
Vid tillämpningen av kontoföringslagens bestämmelser skall vad som där stadgas om finansiella instrument som varken utgör aktier eller skuldförbindelser äga tillämpning på elcertifikat och vad som stadgas om centrala värdepappersförvarare äga tillämpning på den myndighet regeringen bestämmer.
2 §
Varje certifikatberättigad producent skall erhålla ett eller, om producenten så begär, flera avstämningskonton i elcertifikatregistret. Den som enligt anmälan har förvärvat elcertifikat skall erhålla ett avstämningskonto i elcertifikatregistret.
Efter ansökan skall ett eller flera avstämningskonton läggas upp i elcertifikatregistret även för andra fysiska eller juridiska personer som begär detta.
3 §
På ett avstämningskonto skall, utöver vad som följer av 4 kap. 17 § kontoföringslagen, även anges de registrerade certifikatens identifieringsnummer samt datum då de registrerade certifikaten utfärdades.
4 §
Regeringen eller den myndighet regeringen bestämmer får meddela närmare bestämmelser om registrering och kontoföring av elcertifikat.
5 §
Ett elcertifikat utfärdas genom att den certifikatberättigade producenten registreras som ägare till certifikatet på ett konto i elcertifikatsregistret. Registreringen skall ske inom fem arbetsdagar från den dag då rapport om certifikatberättigad elproduktion kom Affärsverket svenska kraftnät till handa.
Handel med elcertifikat
6 §
Den som yrkesmässigt bedriver handel med elcertifikat skall bedriva handeln så att allmänhetens förtroende för elcertifikatmarknaden inte skadas.
7 §
Den rätt som elcertifikatet är bärare av är inte föremål för preskription.
8 §
Säljaren av elcertifikat skall, i samband med att anmälan om överlåtelsen sker till den som ansvarar för registerhållningen, även uppge det pris till vilket överlåtelsen skett.
9 §
Affärsverket svenska kraftnät skall fortlöpande offentliggöra information angående överlåtelser av elcertifikat. Informationen skall avse tidpunkten för överlåtelsen, antalet överlåtna certifikat och det pris till vilket överlåtelsen skett.
Affärsverket svenska kraftnät skall vidare fortlöpande offentliggöra det volymvägda medelvärdet av priset på elcertifikat under de närmast föregående tolv månaderna samt antalet utgivna elcertifikat under samma period.
Regeringen får utfärda närmare föreskrifter om offentliggörande av information enligt första stycket.
4 kap. Kvotplikt m.m.
Definition
1 §
Med kvotplikt avses skyldighet att till staten inge elcertifikat i proportion till den egna förbrukningen eller försäljningen av el.
Kvotplikt m.m.
2 §
Kvotplikt föreligger för
10. elanvändare som efter anmälan till Statens energimyndighet
registrerats som kvotpliktig,
11. elanvändare som producerat eller importerat el som denne själv
förbrukat, samt
12. elleverantör som sålt el till elanvändare som inte varit registrerad
som kvotpliktig.
Kvotplikten gäller dock inte för el som elanvändaren för eget bruk producerat i en anläggning där generatorn har en märkeffekt som är högst 50 kW.
En elleverantör som avses i första stycket, punkt tre är skyldig att till elanvändare särskilt lämna uppgift om det pris leverantören betingar sig för elcertifikat vid försäljning av el till en elanvändare som inte är kvotpliktig.
3 §
En kvotpliktig skall senast den 1 april varje år till Statens energimyndighet inge elcertifikat i proportion till den egna förbrukningen eller försäljningen under närmast föregående kalenderår.
Skyldighet att inge elcertifikat enligt första stycket föreligger dock inte för el
13. som förbrukats eller sålts för förbrukning vid sådan överföring av
elektrisk kraft på det elektriska nätet som utförs av den som ansvarar för förvaltningen av nätet i syfte att upprätthålla nätets funktion (förlustel),
14. som till lägre effekt än 50 kW utan ersättning levererats av en
producent eller en leverantör till en förbrukare som inte står i intressegemenskap med producenten eller leverantören (frikraft), eller
15. som förbrukats i en användaranläggning som tillhör industriföre-
tag inom branscherna massa- och pappersindustri, kemisk industri, stål- och metallverk samt gruvindustri och som har ett effektabonnemang överstigande 10 MW.
4 §
Det antal elcertifikat som en kvotpliktig enligt 2 § skall inge till Statens energimyndighet framgår av följande tabell.
År för vilket kvotplikt skall fullgöras
Antal elcertifikat per levererad eller förbrukad MWh
2003 0,064 2004 0,076 2005 0,095 2006 0,114 2007 0,128 2008 0,139 2009 0,146 2010 0,153
Antalet certifikat den kvotpliktige skall inge bestäms för varje år till ett visst antal hela certifikat.
Registrering av kvotpliktiga
5 §
En elanvändare enligt 2 § punkt ett som önskar registrera sig som kvotpliktig skall hos Statens energimyndighet anmäla sig för registrering senast den 1 december året före det år som kvotplikten avser. Anmälan kan avse ett eller flera kalenderår.
Den som är kvotpliktig enligt 2 § punkterna två eller tre skall anmäla sig för registrering hos Statens energimyndighet. Anmälan skall göras senast fyra veckor innan kvotplikten inträder.
Finner Statens energimyndighet att det finns grundad anledning att anta att någon som är kvotpliktig enligt 2 § punkterna två eller tre har underlåtit att anmäla sig för registrering, skall myndigheten även utan anmälan registrera denne som kvotpliktig. Innan registreringen sker skall dock den som berörs av åtgärden beredas tillfälle att yttra sig.
6 §
Statens energimyndighet skall senast den 31 december varje år offentliggöra vilka elanvändare som registrerats som kvotpliktiga enligt 2 § punkt ett samt fortlöpande offentliggöra vilka elanvändare som registrerats som kvotpliktiga enligt 2 § punkt två.
Regeringen får utfärda närmare föreskrifter om offentliggörande av information enligt första stycket.
Deklaration
7 §
Den som är kvotpliktig skall senast den 1 mars varje kalenderår till Statens energimyndighet lämna en deklaration avseende den el som den kvotpliktige förbrukat eller sålt till elanvändare under föregående kalenderår. Om el som anges i 3 § andra stycket har förbrukats eller levererats skall även detta deklareras.
Den kvotpliktige är skyldig att i skälig omfattning genom räkenskaper, anteckningar eller på annat sätt sörja för att det finns underlag för fullgörande av deklarationsskyldigheten enligt första stycket. Handlingar som nu avses skall bevaras i sju år efter utgången av det år som deklarationsskyldigheten förelåg.
Närmare bestämmelser om kvotpliktigas skyldighet att lämna deklaration enligt första stycket och om att föra räkenskaper och bevara handlingar enligt andra stycket meddelas av regeringen eller den myndighet regeringen bestämmer.
Granskning av deklarationer
8 §
Inkomna deklarationer skall granskas så snart som möjligt. Statens energimyndighet skall senast sex månader efter att en fullständig deklaration inkommit till myndigheten fatta beslut om eventuell sanktionsavgift enligt 6 kap. 1 §.
9 §
Underlåter den som är deklarationsskyldig att lämna deklaration i rätt tid eller är den avlämnade deklarationen ofullständig, kan Statens energimyndighet förelägga honom att lämna deklaration eller göra erforderliga kompletteringar. Ett sådant föreläggande får förenas med vite.
Statens energimyndighet får även förelägga den som är kvotpliktig att lämna uppgift, visa upp handling eller lämna över kopia av handling som behövs för att kontrollera att uppgifterna är riktiga samt, om särskild anledning föreligger, efter samråd med den kvotpliktige vid besök hos denne göra avstämning med dennes räkenskaper, anteckningar eller andra handlingar.
Ett föreläggande enligt andra stycket får förenas med vite om det finns anledning att anta att det annars inte följs. Finns det anledning att anta att den kvotpliktige eller, om den kvotpliktige är juridisk person, en ställföreträdare för den kvotpliktige har begått brott, får den kvotpliktige dock inte föreläggas vid vite att medverka i utredning av en fråga som har samband med den gärning som brottsmisstanken avser.
10 §
Har den kvotpliktige i sin deklaration lämnat oriktiga uppgifter om sin försäljning eller förbrukning får Statens energimyndighet ändra ett beslut som meddelats enligt 8 §. Ett sådant ändringsbeslut får dock inte meddelas efter utgången av det femte året efter det kalenderår som beslutet avsåg.
5 kap. Tillsyn, avgifter m.m.
Tillsyn
1 §
Statens energimyndighet har tillsyn över efterlevnaden av denna lag samt de föreskrifter som meddelats med stöd av lagen.
2 §
Statens energimyndighet har efter samråd med innehavare av godkänd produktionsanläggning för förnybar el rätt till tillträde till anläggningen för att kontrollera att kraven på anläggningen alltjämt är uppfyllda.
Statens energimyndighet får förelägga innehavare av godkänd produktionsanläggning att lämna de upplysningar och de handlingar som behövs för tillsynen.
3 §
Innehavare av nätkoncession är skyldig att på begäran av Statens energimyndighet lämna uppgifter om den överföring av el som skett till elanvändare som är registrerade som kvotpliktiga.
4 §
Affärsverket svenska kraftnät är skyldigt att på begäran av Statens energimyndighet lämna de uppgifter som energimyndigheten behöver för att utöva tillsyn över godkända produktionsanläggningar.
Återkallelse av godkännande
5 §
Statens energimyndighet skall återkalla ett tidigare meddelat godkännande om myndigheten finner att en produktionsanläggning som godkänts enligt 2 kap. 2 § inte längre uppfyller de förutsättningar som krävs för godkännande.
Om anläggningens innehavare underlåter att fullgöra de skyldigheter som kan följa av förordning eller föreskrift som utfärdats med stöd av denna lag får Statens energimyndighet återkalla ett tidigare meddelat godkännande för en tid av högst ett år.
Ett beslut om återkallelse av godkännande medför att innehavaren av produktionsanläggningen förlorar rätten att erhålla elcertifikat för el som producerats i anläggningen under den tid återkallelsen avser. Ändras senare beslutet om återkallelse efter omprövning
eller överklagande skall Statens energimyndighet eller den högre instansen pröva huruvida innehavaren skall ha rätt att i efterhand erhålla elcertifikat för den produktion som ägt rum efter beslutet om återkallelse.
Avgifter
6 §
En elanvändare som enligt 2 kap. 2 § första punkten önskar registrera sig som kvotpliktig skall utge en årlig registreringsavgift om 500 kr till Statens energimyndighet.
7 §
För kontoföring och registrering av överlåtelser av elcertifikat har den myndighet regeringen bestämmer rätt att ta ut avgifter enligt de närmare föreskrifter som regeringen meddelar.
8 §
En kvotpliktig som inte inkommer med deklaration enligt 4 kap. 7 § skall utge förseningsavgift med ettusen kronor.
6 kap. Sanktionsavgifter och ansvar m.m.
Sanktionsavgift
1 §
En kvotpliktig som underlåtit att fullgöra sin skyldighet att inge elcertifikat enligt 4 kap. 3 § skall till staten utge sanktionsavgift. Sanktionsavgiften uppgår till 150 % av det volymvägda medelvärdet av certifikatpriset under perioden från och med den 1 april det år kvotplikten avser till och med den 31 mars det år certifikaten skall inges.
Sanktionsavgiften skall under åren 2003–2007 inte överstiga 200 kr per certifikat som ej ingivits.
Garantipris
2 §
En certifikatberättigad producent har under åren 2004 till och med 2008 rätt att från den 30 april till den 30 juni hos Statens energimyndighet lösa in elcertifikat som denne tilldelats under föregående kalenderår för nedanstående pris. Certifikat utgivna år Pris 2003 60 kr 2004 50 kr 2005 40 kr 2006 30 kr 2007 20 kr
Ansvar
3 §
Den som, vid handel med elcertifikat, i avsikt att otillbörligt påverka priset vid allmän omsättning av certifikaten
16. sluter avtal eller företar annan rättshandling för skens skull, 17. i hemlighet förenar avyttring av elcertifikat med utfästelse att
senare förvärva dessa till visst lägsta pris eller med villkor som begränsar rätten till fortsatt avyttring eller annars är avsedda att undandra certifikaten allmän omsättning,
18. döms för otillbörlig certifikatprispåverkan till böter eller fängelse
i högst ett år eller, om brottet är ringa, till böter.
Detsamma gäller, om någon, i annat fall än som avses i första stycket, vid handel på elcertifikatmarknaden i avsikt att otillbörligt påverka priset vid allmän omsättning av elcertifikaten ingår köpeller säljavtal, lämnar anbud om slutande av sådant avtal, vidtar annan liknande åtgärd eller föranleder någon annan till sådan rättshandling och åtgärden är ägnad att vilseleda köpare eller säljare av elcertifikat.
Är brottet med hänsyn till omfattningen av kurspåverkan eller övriga omständigheter att anse som grovt, skall dömas till fängelse i högst två år.
4 §
Den som uppsåtligen eller av grov oaktsamhet
18. underlåter att anmäla sig för registrering som kvotpliktig enligt
4 kap. 2 §,
19. lämnar oriktig uppgift om mängden levererad eller förbrukad el i
en sådan deklaration som avses i 4 kap. 4 §
döms till böter eller fängelse i högst ett år om gärningen inte är belagd med strängare straff i brottsbalken.
Är brottet med hänsyn till storleken av den vinning det medfört och övriga omständigheter att anse som grovt skall dömas till fängelse i lägst sex månader och högst fyra år.
5 §
Den som med uppsåt eller av oaktsamhet till Statens energimyndighet
20. lämnar oriktig eller vilseledande uppgift vid ansökan om godkän-
nande av produktionsanläggning enligt 2 kap. 2 §, eller
21. lämnar oriktig eller vilseledande uppgift enligt 2 kap. 8 § om det
pris till vilket certifikat överlåtits
döms till böter. I ringa fall skall dock inte dömas till ansvar.
7 kap. Överklagande
1 §
Statens energimyndighets beslut enligt 2 kap. 1 och 2 §§, 4 kap. 5 §, 5 kap. 5 och 8 §§ och 6 kap. 1 § samt Affärsverket svenska kraftnäts beslut att tilldela en certifikatberättigad producent elcertifikat får överklagas hos allmän förvaltningsdomstol.
Prövningstillstånd krävs vid överklagande till kammarrätten.
Övergångsbestämmelser
1. Denna lag träder i kraft den 1 januari 2003.
2. Elleverantör som har gällande avtal med elanvändare som sträcker sig längre än den 31 december 2002 har rätt att av elanvändare som inte är registrerade som kvotpliktiga ta ut kostnad för inköp av elcertifikat motsvarande den kvotplikt som belöper på elanvändarens förbrukning. Kostnaden skall bestämmas med tillämpning av det enligt 3 kap. 9 § andra stycket offentliggjorda volymvägda medelvärdet av priset på försålda certifikat för aktuellt kalenderår.
3. Innehavare av produktionsanläggningar för vilka ansökan om godkännande enligt 2 kap. 2 § inkommit före lagens ikraftträdande är berättigade till elcertifikat från lagens ikraftträdande enligt 2 kap. 3 § om ansökan leder till godkännande.
2. Förslag till lag om ändring i ellagen (1997:857)
Härigenom föreskrivs att 4 kap. 10 § ellagen (1997:857) skall upphöra att gälla vid utgången av år 2002.
Övergångsbestämmelser
1. Innehavare av nätkoncession som under år 2002 haft sådana elproduktionsanläggningar som enligt 4 kap. 10 § endast erlagt kostnaderna för mätning, beräkning och rapportering skall senast en månad efter denna lags ikraftträdande till Statens energimyndighet meddela vilka dessa anläggningar är, mätarställning per den 1 januari 2003 samt vem som är innehavare av anläggningarna.
2. Innehavare av sådana produktionsanläggningar som under år 2002 enligt 4 kap. 10 § endast erlagt kostnaderna för mätning, beräkning och rapportering skall intill utgången av år 2010 av Statens energimyndighet erhålla ersättning motsvarande en tredjedel av det enligt 3 kap. 9 § lagen om elcertifikat beräknade medelvärdet för ett elcertifikat för varje uppmätt och till Statens energimyndighet inrapporterad megawattimme el som producerats i en sådan anläggning.
3. Innehavare av nätkoncession som under år 2002 haft sådana elproduktionsanläggningar som enligt 4 kap. 10 § endast erlagt kostnaderna för mätning, beräkning och rapportering skall intill utgången av år 2010 till Statens energimyndighet varje kalenderår rapportera den el som under året uppmätts från anläggningen. Rapporten skall lämnas senast en månad efter kalenderårets slut.
3. Förslag till lag om ändring i lagen (1994:1776) om skatt på energi
Härigenom föreskrivs att 11 kap. 10 § sjätte stycket lagen (1994:1776) om skatt på energi skall upphöra att gälla vid utgången av år 2002.
Sammanfattning
Vi föreslår att ett kvotbaserat svenskt certifikatsystem för att främja elproduktion från förnybara energikällor införs den 1 januari 2003. Den s.k. kvotplikten åläggs formellt slutkunderna. I de fall slutkunden inte aktivt väljer att fullgöra sin kvotplikt övergår kvotplikten till slutkundens elleverantör. Vi föreslår följande principer för certifikatsystemet:
Kvotplikten fastställs för åren 2003–2010 och för varje år däremellan. Kvoten uttrycks i andelar av totalt använd elenergi.
Inriktningsmålet föreslås vara en ökning av elproduktion en från förnybara energikällor med 10 TWh under åren 2003 till och med 2010. Ungefär hälften bedöms komma från expansion av existerande produktion och hälften från nya anläggningar.
Följande elproduktionsanläggningar ska vara certifikatberättigade om de uppfyller kravet att el produceras från förnybara energikällor och de uppfyller uppställda miljökriterier, inklusive uppställda bränslekrav, där el produceras med hjälp av
1. vindkraft,
2. solenergi,
3. geotermisk energi,
4. vissa typer av biobränsle,
5. vågenergi,
6. vattenkraft i befintliga anläggningar som vid lagens ikraftträdande
kan leverera en effekt om högst 1 500 kilowatt,
7. vattenkraft i anläggningar vilka inte varit i drift efter den 1 juli
2001 men som tas i drift efter lagens ikraftträdande,
8. ökad installerad effekt i befintliga vattenkraftanläggningar i den
utsträckning som effekten ökas genom åtgärder som vidtagits efter den 1 juli 2002, samt
9. vattenkraft som producerats i anläggningar vilka för första gången
tas i drift efter den 1 juli 2002.
Om flera sådana anläggningar som avses i sjätte punkten är belägna i närheten av varandra och gemensamt matar in el på ledningsnätet, ska anläggningarna anses som separata anläggningar.
Om särskilda skäl föreligger får Statens energimyndighet, efter ansökan från anläggningens innehavare, besluta att el som producerats i annan vattenkraftsanläggning än sådan som avses i punkt sex ska berättiga innehavaren till certifikat. De särskilda skälen är av två slag, dels om vissa myndighetsbeslut lett till att anläggningen blir ekonomiskt olönsam dels om vissa kostsamma investeringar i anläggningar mindre än 15 MW lett till att driften blivit olönsam.
Som ett resultat av de överväganden vi gjort föreslår vi följande kvotutveckling:
År 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Kvot 0,064 0,076 0,095 0,114 0,128 0,139 0,146 0,153
Kvotperioden är ett kalenderår. Det finns möjlighet att ”spara” certifikat för den kvotpliktige som vid kvotperiodens slut har flera certifikat än som behöver redovisas. Ett certifikat har obegränsad giltighetstid. Vi har bedömt de fördelar som en obegränsad giltighetstid har, för att få maximal likviditet och för att kunna motverka svängningar mellan torrår och våtår, väga tyngre än nackdelarna.
Skattenedsättningskommittén 1 väntas slutföra sitt arbete under 2002. När den har slutfört sitt arbete finns förutsättningar att mot bakgrund av kommitténs resultat göra en helhetsbedömning av de framtida villkoren för den elintensiva industrin med avseende på den samlade belastningen av skatter, avgifter och kvotplikt. I en sådan helhetsbedömning bör även ingå en analys av avgränsningen av elintensiv industri där de samlade förutsättningarna tillåts påverka avgränsningen.
Tills en sådan samlad bedömning kan göras föreslår vi att anläggningar inom elintensiv industri (massa- och pappersindustri, kemisk industri, stål- och metallverk samt gruvindustri) med en abonnemangseffekt överstigande 10 MW tilldelas kvotplikten noll.
En sanktionsavgift införs, vars uppgift är att vara straffet för ej uppfylld kvotplikt. Samtidigt utgör sanktionen ett pristak för certifikaten och därmed ett slags konsumentskydd. Sanktionen för ej
1 Kommittén om översyn av regler för nedsättning av energiskatter för vissa sektorer (Fi 2001:09, dir. 2001:29)
fullgjord kvotplikt ska utgöras av en avgift per uteblivet certifikat (sanktionsavgift) som för varje kvotperiod (kalenderår) ska uppgå till 150 % av det volymvägda medelvärdet av certifikatpriset under den tolvmånadersperiod som föregår senaste inlämningsdag för uppfyllande av kvotplikten. Denna senare tidpunkt är 1 april året efter kvotperiodens (kalenderår) utgång. Sanktionsavgiften avseende åren 2003–2007 ska dock ej överstiga 200 kr/certifikat. Den högsta gränsen för sanktionsavgiften från och med år 2008 och framåt ska förslagsvis bestämmas av riksdagen under år 2005.
Dessutom införs under en inledande femårsperiod en avtagande prisgaranti (golv). Prisgarantin utgör under introduktionsfasens fem år en statlig garanti för producenter av el från förnybara energikällor om att erhålla ett lägsta pris för sina certifikat. Prisgarantin avtrappas under femårsperioden enligt följande tabell:
Garantinivå, kr per certifikat.
År Garanti (golv) 2003 60 2004 50 2005 40 2006 30 2007 20
2008– 0
Däremot ser vi ej något behov av ett golv på lång sikt.
Under den inledande femårsperioden införs också en övergångslösning för befintliga vindkraftverk tagna i drift före den 1 januari 2003. Syftet med övergångsreglerna är att säkerställa produktion från befintliga vindkraftverk, som erhållit investeringsoch driftstöd enligt de regler som gäller till och med utgången av år 2002. Lösningen innebär att de befintliga vindkraftverken omfattas av följande stöd:
Vi föreslår att befintliga vindkraftverk intill dess att de uppnår 25 000 ekvivalenta fullasttimmar räknade från verkets driftstart, under den inledande femårsperioden tilldelas ett stöd per producerad MWh. Stödet utgår med 150 kr/MWh år 2003, 120 kr/MWh år 2004, 90 kr/MWh år 2005, 60 kr/MWh år 2006 samt med 30 kr/MWh år 2007. Den valda mängden fullasttimmar motsvarar 10– 12 års normal drifttid. Vi gör bedömningen att detta utökade stöd
ska innebära att ägarna till befintliga vindkraftverk får rimliga återbetalningstider för sina gjorda investeringar.
Vidare föreslås att den nuvarande subventionen av nätkostnader för småskaliga produktionsanläggningar med en effekt om högst 1 500 kW tas bort. Utredaren föreslår därför att anläggningar som vid lagens ikraftträdande hade sådan avgiftsbefrielse som anges i 4 kap. 10 § ellagen under en övergångsperiod som sträcker sig till och med år 2010 av Statens energimyndighet tilldelas en ersättning som motsvarar en tredjedel av den enligt 3 kap. 9 § lagen om elcertifikat beräknade medelvärdet för ett elcertifikat, dvs. per producerad MWh. Vid ett genomsnittligt certifikatpris på 100 kr per certifikat motsvarar ersättningen 3,3 öre/kWh.
Inom skattelagstiftningen för elkraft finns en avdragsbestämmelse avseende el som framställts i en kraftvärmeanläggning och som används för el-, gas-, värme- och vattenförsörjningen i den egna verksamheten. Bestämmelsen i lagen (1994:1776) om skatt på energi 11 kap. 9 § 4 innebär att det finns ett val mellan att göra avdrag för ingående skatt på det bränsle som åtgår för elproduktionen och att göra avdrag för den elkonsumtionsskatt som normalt skulle utgått vid förbrukning i elpannor/värmepumpar, som finns i den egna verksamheten. Om elproduktionen sker med biobränslen, som inte belastas med några bränsleskatter eller med naturgas där bränsleskatten är lägre än elskatten, är det fördelaktigt att välja avdrag för elkonsumtionsskatten. Utredaren föreslår en översyn av avdragsrätten för biobränslen. Den biobränslebaserade kraftvärmeproduktionen tilldelas enligt förslagets definitioner certifikat och användningen av el inom det egna systemet betraktas som kvotpliktig.
Huvudlinjen i utredarens förslag är att alla behov av stöd till elproduktion från förnybara energislag om möjligt ska tillgodoses med hjälp av certifikathandelssystemet och att införande av kompletterande åtgärder måste betraktas som tidsbegränsade åtgärder.
Det kompletterande behov som utredaren främst ser är ett separat teknikutvecklingsstöd, som kan appliceras på tekniker som idag ligger på en produktionskostnadsnivå som är för hög för att få tillräckligt stöd genom ett certifikatsystem. Målet med teknikutvecklingsstödet är att de framtida produktionskostnaderna ska komma ned till en nivå, som efter perioden med teknikutvecklingsstöd medger att tekniken ifråga kan fungera kommersiellt inom ramen för den ordinarie certifikathandeln. Ett sådant område som kan komma ifråga för teknikutvecklingsstöd är havsbaserad vindkraft,
där det finns en stor potential, men där produktionskostnader och förhållanden i övrigt är sådana att det kan krävas en period med stöd till teknikutveckling. Behovet av stöd till teknikutveckling bör också framkomma i en dialog med den inom området verksamma industrin.
Elcertifikat är ett verktyg för att på lång sikt uppnå ett uthålligt energisystem byggt på förnybara energikällor. Eftersom det är långa ledtider för att förändra ett nationellt elsystem krävs att verktygen skapas och implementeras snarast. Utredaren bedömer därför att det nationella systemet för kvotbaserade certifikat bör startas den 1 januari 2003. Det ger då goda möjligheter att dels utveckla det nationella systemet men inte minst att snabbt påbörja dialogen med andra länder för att få till stånd en internationell handel med kvotbaserade certifikat. Även om intresset för och utvecklingen av system för certifikathandel ännu inte kommit till samma stadium i Norge och Finland som i Sverige och Danmark ser utredningen en möjlighet att även dessa länder snart kan ingå i en gemensam nordisk certifikathandel. Utvecklingen i Belgien, Storbritannien och Nederländerna är också intressant ur harmoniseringssynpunkt. Det system som nu utvecklas där har många element gemensamma med de system som Sverige och Danmark bygger upp. Den möjlighet som utredaren finner mest näraliggande är, förutom en diskussion med Finland och Norge, en bilateral överenskommelse med Danmark. Harmonisering kan innebära att det svenska regelsystemet behöver justeras.
Vi har också identifierat ett antal internationella initiativ som pågår inom handel med certifikat. Speciellt intressant är utvecklingen av den internationella handeln inom RECS. Beteckningen står för Renewable Energy Certificate System. På nationell nivå svarar ett särskilt organ, Issuing Body, för utgivning, registrering och annullering av certifikat och för tillsyn av certifikatsystemet. I Sverige har Affärsverket svenska kraftnät rollen som Issuing Body.
Simuleringar som utredningen låtit göra pekar på att koldioxidutsläppen minskar både i Sverige och i Norden till följd av att ett kvotbaserat certifikatsystem införs i Sverige. Förklaringen till minskningen i Sverige ligger främst i de bränslebyten som uppkommer i den svenska kraftvärmeproduktionen i fjärrvärmesystemen. På nordisk nivå kommer investeringar i Sverige av elproduktion från förnybara energikällor att undantränga investeringar av fossilkraft i övriga Norden.
Analyserna pekar på att förslaget till certifikatsystem samverkar med prisbildningen på el men på ett sätt som inte stör den nordiska elmarknadens funktion. Tvärtom kan konstateras att det sker en dynamisk samverkan mellan dessa båda marknadsmässiga system, som har förutsättningar att skapa effektivitet och pristransparens.
De direkta statsfinansiella konsekvenserna av vårt förslag är:
Inkomster från sanktionsavgifter
Momsinkomster från certifikatpriset
Utgifter för prisgarantin, det s.k. golvet år 2003–2007
Utgifter för stödet till befintliga vindkraftverk år 2003–2007
Utgifter för stöd till nätkostnader för småskalig elproduktion år 2003–2010
Utgifter för etablering och drift av systemet
De nuvarande stöden i form av investeringsstöd, driftbidrag och miljöbonus gäller t.o.m. utgången av år 2002. Det beräknade stödet för år 2001 uppgår till ca 620 mnkr. Enligt direktiven till utredningen ska det föreslagna certifikatsystemet ersätta nuvarande riktade stöd. Vi föreslår därför att nu gällande investeringsstöd för el till förnybar elproduktion, driftbidraget till småskalig elproduktion samt den s.k. miljöbonusen ersätts med nu föreslaget certifikatsystem från den 1 januari 2003.
De myndigheter som främst berörs av förslaget till handel med certifikat är Affärsverket svenska kraftnät och Statens energimyndighet. För Svenska kraftnät och för Statens energimyndighet innebär det föreslagna systemet ett antal tillkommande operativa uppgifter. Eftersom främjandet av el från förnybara energikällor genom handel med kvotbaserade certifikat ska ersätta ett antal av dagens stödformer innebär det samtidigt att vissa arbetsuppgifter som Statens energimyndighet idag har för nuvarande stödsystem bortfaller. En sammanräkning av myndigheternas resursanspråk visar på en engångskostnad (investering) på 15–20 mnkr. De årliga kostnaderna för att driva systemet uppgår till ca 7,5 mnkr. Vid ett antaget certifikatpris på 100 kronor per certifikat och en energiomsättning från el med förnybara energikällor vid mitten av perioden, år 2006–2007, på ca 12 TWh motsvar det en årlig totalvolym på 1 200 mnkr. Myndigheternas årliga administrativa kostnad betyder alltså ca 0,6 % räknat på omsättningen. Finansieringen av berörda myndigheters etablering och drift av systemet förutsätts ske via anslag.
Vårt förslag för att främja el från förnybara energikällor tydliggör kostnaden och belastar direkt slutkonsument. Med ett antagande om en framtida kvot på 10 % och ett certifikatpris på 10 öre/kWh kommer den genomsnittliga certifikatkostnaden att bli 1 öre/kWh på all förbrukad elenergi.
Summary
We recommend the introduction of a quota-based Swedish certificate system to promote production of electricity from renewable energy sources commencing on 1 January 2003. The ”quota obligation” is to be formally imposed on the electricity user. In those cases when the electricity user does not actively opt to take on the quota obligation himself, this obligation will pass to the electricity user’s electricity supplier. We recommend that the certificate system be based on the following principles:
The quota obligation should be set for the years 2003 to 2010 and for all intervening years. The quota is expressed as a share of the total amount of electricity used.
It is proposed that as a guideline, a target of an increase in electricity production from renewable energy sources of 10 TWh, in a period from 2003 to 2010 inclusive, is adopted. It is estimated that approximately half of this increase can come from expansion of existing production and half from new plants.
The following electricity production plants are to be entitled to certificates provided they comply with the requirement that electricity is to be produced from renewable energy sources and that they meet the environmental criteria set, including fuel requirements, where electricity is produced with the aid of:
1. wind power,
2. solar energy,
3. geothermic energy,
4. certain types of biofuel,
5. wave energy,
6. hydroelectric power at existing plants which, at the time of the
Electricity Certificate law coming into effect, have a capacity not exceeding 1 500 kilowatt,
7. hydroelectric power at plants which have not been in operation
after 1 July 2001 but which were commissioned after the coming into effect of the Electricity Certificate law,
8. increased installed capacity at existing hydroelectric power plants
to the extent that capacity is increased by measures undertaken after 1 July 2002, and
9. hydroelectric power produced at plants, which started operation
for the first time after 1 July 2002.
If several such plants, as referred to in point six above, are situated in the vicinity of one another and feed electricity into the network jointly, the plants are to be considered as separate plants.
If special reasons exist, the Swedish National Energy Administration may, on application from the owner of a facility, decide that electricity produced at a hydroelectric power plant other than that referred to in point six above, shall entitle the owner to certificates. The special reasons may be one of two: if certain governmental decisions have made the plant economically unprofitable or, if certain costly investments in a plant with a capacity not exceeding 15 MW, have made operation unprofitable.
As a result of our considerations we propose the following development of the quota:
Year 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Quota 0,06
4
0,07 6
0,09 5
0,11 4
0,12 8
0,13 9
0,14 6
0,15 3
The quota period is defined as one calendar year. Certificates may be ”banked” by those subject to quota should they have more certificates at the end of the quota period than need be submitted. A certificate is valid for an unlimited period of time. In our view, the advantages of an unlimited period of validity in achieving maximum liquidity in trade, and the ability to counteract fluctuations between dry and wet years, outweigh the disadvantages.
The tax reduction commission2 is expected to complete its work during 2002. In the light of the commission’s findings, it will then be possible to make an overall assessment of future conditions for electricity-intensive industry with respect to the total imposition
2 Kommittén om översyn av regler för nedsättning av energiskatter för vissa sektorer (Fi 2001:09, dir. 2001:29). [The Commission for Review of the Regulations for Energy Taxation for Certain Sectors]
of taxes, charges and quota obligation. This overall assessment should also include an analysis of the definition of electricity-intensive industry taking into account all aspects of the issue. We propose that plants in the electricity-intensive industries (pulp and paper industry, chemical industry, steel and metal works and mining industry) with a contracted load exceeding 10 MW should be allocated a zero quota obligation until these overall assessments can be made.
A fine is to be introduced, to serve as a penalty for non-fulfilment of the quota undertaking. At the same time, the fine acts as a price ceiling for the certificate and thus provides a kind of consumer protection. The penalty for non-compliance with the quota undertaking is to consist of a charge per missing certificate (fine) amounting for each quota period (calendar year) to 150 % of the volume-weighted average of the certificate price during the twelvemonth period preceding the last day of submission for compliance with the quota undertaking. This latter date is 1 April the year after the end of the quota period (calendar year). However, the fine for the years 2003 to 2007 is not to exceed SEK 200/certificate. It is proposed that the highest limit for the fine from 2008 and onwards is to be decided by the Riksdag in 2005.
Furthermore, a decreasing price guarantee (floor) is to be introduced during the initial five years. During the introduction phase, the price guarantee constitutes a state guarantee for producers of electricity from renewable sources of energy to obtain a minimum price for their certificates. The price guarantee is to be reduced in steps during the five-year period according to the following table:
Guarantee level, SEK per certificate
Year Guarantee (floor) 2003 60 2004 50 2005 40 2006 30 2007 20 2008– 0
We do not, however, see any need for a floor in the long-term.
During the initial five-year period, a transitional regulation is also being introduced for wind power plants which started opera-
tion before 1 January 2003. The transitional regulations are intended to ensure production from wind power plants, which have received investment and operational support according to the rules that apply to the end of 2002. The solution entails that the following forms of support are available to those wind power plants: We propose that existing wind power plants, until they achieve 25 000 equivalent full-load hours counting from the start of operation, be granted support for each MWh produced during the initial five-year period. This support will be SEK 150/MWh in 2003, SEK 120/MWh in 2004, SEK 90/MWh in 2005, SEK 60/MWh in 2006 and SEK 30/MWh in 2007. The selected quantity of full-load hours corresponds to 10–12 years’ normal operating time. In our assessment, this expanded support would mean that the owners of existing wind power plants receive reasonable payback times for their investments.
It is further proposed that the existing subsidy of network expenses for small-scale production plants with a capacity of a maximum of 1 500 kW be abolished. The investigator therefore proposes that plants that had an exemption from charges of the kind referred to in Chapter 4, section 10, of the Electricity Act, be granted compensation by the Swedish National Energy Administration during a transitional period extending until the end of 2010, corresponding to a third of the average value of a certificate, calculated according to Chapter 3, section 9, of the Electricity Certificate Act, i.e. per MWh produced. At an average certificate price of SEK 100 per certificate, the compensation is equivalent to 3.3 öre/kWh.
There is a provision for deduction in tax legislation for electricity produced in a combined power and heating station which is used for electricity, heating and water supply in the operator’s own activities. The provision in the Energy Taxation Act (1994:1776), Chapter 11, section 9(4) entails that there is a choice between making a deduction for input tax on the fuel used for electricity production and making a deduction for the electricity consumption tax that would normally be charged for use in electrical boilers/heat pumps, used in the operator’s own activities. If electricity production takes place with biofuels, which are not subject to fuel taxation, or with natural gas where fuel tax is lower than electricity tax, it is favourable to opt for a deduction for
electricity consumption tax. The investigator proposes a review of the right of deduction for biofuel. The biofuel based combined power and heating production is granted certificates according to the definitions in the proposal and use of electricity in the operator’s own systems is regarded as subject to quota.
The main aim of the investigator’s proposal is that all needs for support for electricity production from renewable types of energy, are, if possible, to be met with the aid of the certificate trade system and that introduction of supplementary measures must be regarded as time-limited measures.
The investigator notes that the main supplementary requirement is separate technological development support, which can be applied to the technologies that are at present at a production cost level too high to be able to gain sufficient support from inclusion in a certificate system. The objective of the technological development support is to reduce future production costs to to a level, which, after the period with technology development support, allows the technology in question to be able to function commercially within the framework of the ordinary certificate trade. One example which can be considered for technological development support is sea-based wind power where there is considerable potential but where production costs and other circumstances are such that a period of support may be required for technological development. The need for support for technological development should also be clarified in a dialogue with the industry active in this field.
The electricity certificate is a tool to achieve a sustainable energy system in the long term based on renewable energy sources. Since there are long lead times when changing a national electricity system, it is necessary for tools to be created and implemented without delay. The investigator therefore makes the assessment that the national system for quota-based certificates should start on 1 January 2003. This will provide good opportunities for developing the national system and also provide for timely discussions to commence with other countries to bring about an international trade in quota-based certificates. Although interest in, and development of, a certificate trade system has not advanced to the same stage in Norway and Finland as in Sweden and Denmark, we consider it possible that these countries as well can soon be included in a common Nordic certificate trading system. Developments in Belgium, the United Kingdom and the
Netherlands may also provide opportunities for harmonisation. The systems now under development there have a lot of elements in common with the systems being developed by Sweden and Denmark. The investigator considers the initial opportunity, besides discussions with Finland and Norway, to be a bilateral agreement with Denmark. Harmonisation might require an adjustment of the Swedish regulations.
We have also identified a number of international initiatives that are taking place in certificate trade. Of particular interest is the development of the international trade within RECS (Renewable Energy Certificate System). At the national level a special body is responsible for issue, registration and cancellation of certificates and for supervision of the certificate system. In Sweden, Affärsverket Svenska Kraftnät acts as the Issuing Body.
Simulations that we have had made indicate that a reduction in the emissions of carbon dioxide both in Sweden and in the Nordic countries will result from the introduction of a quota-based certificate system in Sweden. The reduction in Sweden is primarily due to the replacement of fuel in the Swedish combined heating and power production in the district heating systems. At the Nordic level, investments in Sweden in electricity production from renewable energy sources will supersede investments in fossil power in the rest of the Nordic area.
The analyses indicate that the proposal for a certificate system interacts with price setting for electricity in a way that does not disturb the functioning of the Nordic electricity market. On the contrary, it can be noted that there will be dynamic interaction between both these market systems, which has the prerequisites to create efficiency and price transparency.
The direct consequences for public finances of our proposals are:
Income from fines
VAT income from the certificate price
Expenditure for the price guarantee, the ”floor” between 2003 and 2007
Expenditure for support for existing wind power stations between 2003 and 2007
Expenditure for support for network costs for small-scale electricity production between 2003 and 2010
Expenditure for establishment and operation of the system.
The existing support in the form of investment support, operating grants and the environmental bonus applies until the end of 2002. The estimated support for 2001 totals approximately SEK 620 million. According to the commission’s guidelines, the proposed certificate system is to replace the present targeted support. We, therefore, recommend that the current investment support for electricity for renewable electricity production, the operation grant for small-scale electricity production and the so-called environmental bonus be replaced by the here presented certificate system from 1 January 2003.
The agencies that are primarily affected by the proposal are Affärsverket Svenska Kraftnät and the Swedish National Energy Administration. For Affärsverket Svenska Kraftnät and the Swedish National Energy Administration, the proposed system means a number of additional operational tasks. Since the promotion of electricity from renewable sources by trade with quota-based certificates is to replace a number of the present forms of support, this means, at the same time, that certain responsibilities that the Swedish National Energy Administration has today for the existing support system will end. A total calculation of the agencies’ required resources indicates a non-recurring cost (capital expenditure) of SEK 15–20 million. The annual costs for operating the system amount to approximately SEK 7.5 million. At an assumed certificate price of SEK 100 per certificate and energy sales from electricity with renewable energy sources in the middle of the period, 2006–2007, at approximately 12 TWh, this corresponds to an annual total volume of SEK 1 200 million. The agencies’ annual administrative expenses accordingly equal approximately 0.6 % based upon turnower. The financing of the affected agencies’ costs for establishment and operation of the system is assumed to take place through appropriations.
Our proposal to promote electricity from renewable sources clarifies the cost and imposes a charge directly on the final customer. With an assumption of a future quota of 10 % and a certificate price of 10 öre/kWh, the average certificate cost will be 1 öre/kWh for all electricity consumed.
1. Utredningens arbetssätt
Utredaren började sitt arbete i september 2001. Under arbetets gång har tio möten hållits med de sakkunniga och experterna.
Vi har låtit genomföra ett antal studier varav några inbegripit simuleringar. Dessa studier har haft inriktningen att för kort och medellång sikt redovisa:
Interaktionen mellan energisystemet och certifikat i ett medellångt tidsperspektiv fram till år 2020.
Interaktionen mellan elmarknadspriser och certifikatpriser på den nordiska elbörsen.
Analys av potentialer för ökad elproduktion genom bränslebyten och utbyggnad av kraftvärme i fjärrvärmesystemet och i industriella mottrycksanläggningar.
Resultaten av studierna redovisas i bilagorna 4–6.
Utredningen har också i ett inledande skede låtit göra externa förstudier inom följande områden:
Lönsamhet ur ett investerarperspektiv – systemuppbyggnad.
Lösningar av registerfunktionen och olika handelslösningar.
Utöver dessa externa konsultstudier har vi ombett Energimyndigheten att utföra analyser och sammanställa underlagsmaterial. Detta material redovisas i bilagorna 2 och 3. Utvecklingen av stödsystem för förnybar elproduktion inom Europa har på uppdrag av oss analyserats av Energimyndigheten. Erfarenheterna redovisas sammanfattningsvis i kapitel 2. Den samlade redovisningen återfinns i bilaga 3. Dessa studier har utgjort underlag för utredningsarbetet. För innehållet i studierna ansvarar respektive författare.
Under januari 2001 hölls ett nordiskt arbetsmöte i Stockholm med deltagande av representanter för departement och myndigheter i Danmark, Finland, Norge och Sverige. Syftet med mötet var
att utröna nuläget och de framtida ambitionerna inom elcertifikatområdet. Erfarenheterna från mötet har inarbetats i kapitel 2.
I augusti 2001 genomfördes en simulering av certifikathandel i form av ett handelsspel där utredaren, sekretariatet, sakkunniga och experter deltog.
Analysarbetet har uppdelats i två faser. Den första etappen har löpt fram till mitten av mars 2001, då det av Energimyndigheten anordnade Energitinget avhölls i Eskilstuna. I samband med Energitinget presenterade jag en arbetshypotes för systemets uppbyggnad. Därefter har analysen fortsatt i en andra etapp som pågått fram till och med juni 2001. Samtidigt har utredningen arbetat med att utforma de författningar och författningsändringar som krävs för certifikatsystemet.
Därefter har kansliet intensifierat syntesarbetet. Under augusti, september och oktober har slutskrivningen av förslagen gjorts. Under slutfasen av utredningstiden har också samråd skett med Kommittén (Fi 2001:09) om utformning av nedsättningsregler på energiskatteområdet.
Utredaren har sammanträffat med företrädare för Renewable Energy Certificate System (RECS), Nordic Windpower AB, Svenska Bioenergiföreningen samt Svenska Torvproducentföreningen.
Skrivelser har inkommit från Hallands Vattenkraftförening, Nordic Windpower AB, Småkraftverkens Riksförening, Smålands Vattenkraftförening, Svensk Vindkraftförening, Pitch Wind AB, Svenska Bioenergiföreningen, Sveriges Energiföreningars Riksorganisation samt från TURAB Turbin & Regulatorservice AB.
Utredningen och sekretariatet har biträtts i sitt arbete av Marika Kallio Göthlin.
Utredningen överlämnades till regeringen (Näringsdepartementet) den 31 oktober 2001.
2. Stöd till produktion av förnybar el i omvärlden
2.1. Norden
De intryck som finns under nedanstående avsnitt är huvudsakligen hämtade från ett nordiskt arbetsmöte, som anordnades i Stockholm under januari månad 2001 samt från Statens energimyndighets underlagsrapport Stöd till förnybar el i andra länder, som återfinns i bilaga 3 till denna utredning.
För att få en heltäckande sammanfattning har även den svenska situationen beskrivits.
2.1.1. Danmark
Danmark har påbörjat en omläggning av stöden och stimulanserna till elproduktion från förnybara energikällor. Även om all sådan elproduktion stimuleras handlar insatserna till den helt övervägande delen om stöd till vindkraft.
Elproduktionen uppgick 1999 till ca 37 TWh varav 8 % från vindkraft och 2 % från biobränslebaserad kraftvärme. För VE-el (VE=vedvarende energi, energi från förnybara källor) är målet att gå från 10 % av bruttotillförseln 1998 till 20 % 2003.
Energistyrelsen siktar på att ha ett fullt fungerande certifikatsystem i gång från den 1 januari 2003. Det nuvarande systemet utgörs för merparten av anläggningarna av en kombination av garanterade grundpriser 3 och ett fast bidrag 4 per kWh. Det innebär ett tvång för förbrukarna att köpa sådan el till ett högre pris.
Övergången till certifikatsystemet sker genom en successiv infasning vilket innebär att rester av det nuvarande systemet kommer
3 Vindkraft 0,33 DKK/kWh, bio 0,27 DKK/kWh.4 Vind och bio: 0,27 DKK/kWh, efter viss drifttid reducerat bidrag 0,10 DKK/kWh.
att finnas kvar i form av garanterade grundpriser t.o.m. år 2012. Systemet innebär också att marknaden för VE-bevis kommer att vara ganska liten under de inledande åren eftersom endast omkring en tiondel av all vindkraft uppfyller kraven för att omfattas av VEbevissystemet år 2000 och mindre än en tredjedel år 2003. Kraftvärmeanläggningarna kommer något snabbare in i systemet. Den danska produktionen av vindel skiljer sig på en punkt från den svenska. Mer än tre fjärdedelar av vindelen produceras år 2000 av medlemmar av Danmarks Vindmølleforening, som genom gemensamt agerande har möjlighet att påtagligt påverka marknaden. I takt med att biobränslebaserad kraft kommer in i systemet breddas ägarförhållandena.
Energistyrelsen räknar med att systemet ska vara stabilt genom att kvoten garanterar en viss marknadsandel, att bevisen har minoch maxpriser som garanteras av en statlig VE-fond och genom att en stor del av elpriset utgörs av fasta garantipriser under lång tid framåt.
Utöver garantipriser, fast stöd och VE-bevis finns stöd till kommersiellt ännu icke mogna tekniker.
2.1.2. Norge
Norge följer utvecklingen av certifikat, men har inga konkreta planer på att införa ett eget certifikatsystem. Stortinget har beställt en utredning om elcertifikat av Olje- och energidepartementet.
Det nuvarande norska elsystemet är till 99,9 % baserat på vattenkraft. De prognoser som finns i Norge pekar på en elkonsumtionstillväxt fram till år 2010. Målsättningen i Norge är att öka elproduktionen från förnybara energikällor med 3 TWh fram till år 2010. Likaså vill man effektivisera elförbrukningen så att en reduktion sker med 4 TWh fram till år 2010.
Norge har idag ett system som baseras på investeringsstöd, ej driftstöd, för solceller och vindkraft och håller på att införa en ny typ av organisation för stödgivningen. Istället för att stöden administreras av Norges Vassdrags- och Energidirektorat (NVE) bildar staten ett bolag (
ENOVA) som
ska administrera stöden. Tanken
med det nya bolaget är att det ska innebära en högre grad av frihet och ”marknadsanpassning” av stödgivningen. Stödordningen ska finansieras med en nätavgift för alla elkunder utom storindustrin på 0,3 öre/kWh och med en viss finansiering via statsbudgeten.
Under en 10-årsperiod ska stöden motsvara ca 5 miljarder NOK. Systemet trädde i kraft den 1 juli 2001. ENOVA övertager förvaltningen av medel från den 1 januari 2002.
I sammanfattning kan den norska modellen karakteriseras som en kombination av ”öronmärkta” avgifter och en marknadsliknande stödgivning genom ett helägt statligt bolag.
2.1.3. Finland
Finland har inga planer på att introducera certifikat för närvarande men det finska handels- och industriministeriet följer utvecklingen i de övriga nordiska länderna och inom EU.
I det finska elsystemet svarade år 1998 bioenergi och vattenkraft för 29 % medan torv står för 8 % av produktionen. Finland har definierat torv som långsamt förnybar energi. I den finländska handlingsplanen för förnybar energi från år 1999 finns en målsättning att öka det förnybara inslaget i elproduktionen från 27 % år 1995 till 31,5 % år 2010.
Nu stöds småskalig elproduktion under 1 MW från biobränsleeldade anläggningar och vattenkraft med en skatterabatt på 2,5 penni/kWh. Vindkraft har en motsvarande rabatt på 4,1 penni/kWh. Liksom i Sverige finns i Finland en frivillig marknad för ”Bra miljöval”. Enligt uppgift är pristillägget ca 10 % för denna typ av el.
2.1.4. Sverige
Sverige står inför en omställning av formerna för att stödja el från förnybara energikällor. Inom det s.k. korta programmet för stöd till omställning av energisystemet som löper mellan år 1997 och år 2002 används både investeringsstöd och driftstöd för att främja utvecklingen av elproduktion från förnybara energikällor. Investeringsstöden är 15 % för vindkraft och småskalig vattenkraft och 25 % för biobränslebaserad elproduktion i kraftvärmeverk och industriella mottrycksanläggningar. För den småskaliga elproduktionen i anläggningar med en effekt mindre än 1,5 MW finns driftstöd. Stöden sammanfattas i tabell 2–1.
I budgetpropositionen för 2002 har regeringen föreslagit att bidraget till investeringar i vindkraftverk och småskaliga vattenkraftverk skall uppgå till 10 procent från den 1 januari 2002. Dessa
stödformer gäller t.o.m. utgången av år 2002 men procentsatsen föreslås ändras för 2002. Miljöbonusen för år 2002 föreslås bli oförändrad. Driftbidraget finansierades tidigare med en stamnätsavgift på 0,2 öre/kWh. Finansieringen sker nu över statsbudgeten, vilket också är fallet för övriga stöd. Omräknat till årsbasis motsvarar de nuvarande stödformerna en total stödnivå på ca 620 mnkr för år 2001. Utöver ovanstående direkta bidrag finns en bestämmelse i ellagen att den småskaliga elproduktionen har rätt till en nedsatt nätavgift. Den rätten motsvarar ett stöd på 1–5 öre/kWh.
Tabell 2–1 Bidrag till småskalig och biobränslebaserad elproduktion år 2001.
Typ av stöd
Vindkraft Vattenkraft Biobränslebaserad elproduktion
Investeringsstöd, %
15
15
25
vilket motsv., öre/kWh
a)
4–5
3–4
5–7
Driftbidrag, öre/kWh 9
9
–
b)
Miljöbonus, öre/kWh
c)
18,1
–
–
Totalt, öre/kWh
31–32
12–13
5–7
a) Stödberäkningen baseras på 5 % kalkylränta och 15, 25 resp. 30 års avskrivningstid för vindkraft, vattenkraft resp. biobränsleanläggningar. b) Ett litet antal biogasgeneratorer < 1,5 MW erhåller också detta stöd. c) Miljöbonusen motsvarar den normala elkonsumtionsskatten
Under 1999–2000 genomfördes en interdepartemental utredning vars rapport (Ds 2000:20 Elproduktion från förnybara energikällor – ekonomiska förutsättningar och marknadsmekanismer) utgjorde underlag till en proposition från regeringen våren 2000 (prop. 1999/2000:134) som bl.a. innehöll förslag om stöd till elproduktion från förnybara energikällor. Under hösten 2000 beslutade riksdagen om propositionen och då tillsattes också Elcertifikatutredningen (N2000:07) med uppgift att utforma ett system för certifikathandel baserat på kvoter för användningen av el från förnybara energikällor. Utredningen ska rapportera till regeringen senast den 31 oktober 2001. Målet är att systemet ska träda i kraft den 1 januari 2003.
2.2. Övriga Europa
2.2.1. Belgien
Belgien är indelat i tre självständiga regioner, Bryssel, Flandern och Vallonien. Regionerna ansvarar för frågor som rör energi från förnybara källor och systemen med gröna certifikat utformas därför av de regionala energimyndigheterna i Belgien. När det gäller fiskala frågor som skatter och avgifter är det den federala regeringen som fattar besluten. Därför måste utformningen av system med gröna certifikat i Belgien ske genom samarbete mellan regionerna och den federala regeringen.
För närvarande utformas system med gröna certifikat parallellt i de tre regionerna. Dessutom kommer ett federalt system utformas som endast omfattar havsbaserad vindkraft. Flandern har kommit längst i arbetet med de gröna certifikaten. En ny ellag har antagits och systemet med certifikathandel skulle enligt de ursprungliga planerna ha införts i januari 2001. Kommissionen stoppade emellertid förslaget eftersom det endast omfattade el producerad i Flandern men gav i augusti 2001 klartecken under förutsättning att vissa bestämmelser ändras. I Vallonien är huvudprinciperna för ett certifikatsystem klara och planeras att införas i början av 2002. Bryssel antog en ny ellag i juli 2001. Den kommer att gälla från 2003 och öppnar för införande av ett certifikatsystem.
2.2.2. Frankrike
Möjligheten att införa ett certifikathandelssystem i Frankrike utreds för närvarande men i juni 2001 fattades beslut om ett tariffsystem för el från vindkraft respektive biobränsle. Inmatningstarifferna är utformade efter en lönsamhetsindexmetod så att ersättningen beror både på anläggningens ålder och effektivitet. Kostnaden för tariffsystemet slås ut på samtliga elkonsumenter. Kommissionen har inte kommenterat det franska systemet.
Förutom det nya tariffsystemet tillämpas ett upphandlingsförvarande för vindkraftanläggningar med en effekt mindre än 12 MW.
2.2.3. Nederländerna
Det nederländska certifikatsystemet är baserat på 1998 års ellagstiftning. Systemet med gröna certifikat är frivilligt och därmed läggs ingen plikt på någon aktör att inneha ett visst antal certifikat för att främja produktion av ”grön” el. Istället är certifikatssystemet sammankopplat med skattesystemets undantag från elskatt för el baserad på förnybara energikällor. I Nederländerna betalar slutanvändarna skatt på användningen av fossilbaserad el med 12,2 cts/kWh (48 öre/kWh) år 2001. Elleverantörerna får skatteundantag för el från förnybara källor endast om de kan uppvisa motsvarande mängd gröna certifikat. Slutanvändarna efterfrågar ”grön” el eftersom slutpriset inte belastas med elskatt samt därför att de genom att välja ”grön” el fritt kan välja elleverantör.
Nederländernas totala elproduktion var 90,9 TWh år 1998. Samma år kom 3,9 TWh eller 4,2 % av elen från förnybara källor. Den ”gröna” elen baseras i Nederländerna till över 75 % på förbränning av avfall. Målsättning i Nederländerna är att 5 % av eltillförseln ska baseras på förnybara energikällor år 2010 och 10 % år 2020.
Det nederländska systemet är ett nationellt system. El som producerats från förnybara källor i ett annat land är också berättigad till nederländska gröna certifikat och det är fr.o.m. 2002 möjligt för utländska producenter av ”grön” el att öppna ett nederländskt konto för certifikat. Importen av såväl el som certifikat kommer emellertid att vara föremål för vissa restriktioner. Importen ska följa den nederländska ellagstiftningen samt lagen om miljöbeskattning. Det ska också kunna visas att elektriciteten inte redan har sålts i producentlandet såsom el från förnybara källor och att den faktiskt importerats.
2.2.4. Italien
Lagstiftningen för ett stödsystem för el baserad på förnybara källor genom certifikat infördes i mars 1999 och tillämpas fr.o.m.1 januari 2001.
År 1998 uppgick den totala elproduktionen till knappt 260 TWh, varav 80 % är baserad på fossila bränslen. Målet är att el baserad på förnybara energikällor ska stå för 76 TWh år 2010.
Producenter och importörer av elektricitet från icke förnybara källor är fr.o.m. år 2002 förpliktigade att leverera en minimikvot av
el baserad på förnybara källor. Kvoten ska vara 2 % av föregående års effektiva elproduktion och import baserad på konventionella energikällor. Kraven gäller aktörer som producerar eller importerar mer än 100 GWh, exklusive kraftvärme, export samt el för eget bruk. Antalet anläggningar som kommer att vara kvotpliktiga uppskattas till några tiotal. Det finns inga krav på leverantörer eller konsumenter att köpa förnybar el.
Den nationella nätoperatören utfärdar gröna certifikat till producenter som baserar sin elproduktion på förnybara källor. Antalet certifikat som utfärdas motsvarar föregående års produktion av el från förnybara källor. För att kompensera för fluktuationer i produktionen kan nätoperatören utfärda gröna certifikat som inte hänförs till någon faktisk anläggning. Nätoperatören måste kompensera för dessa certifikat inom en treårsperiod, genom att köpa upp och annullera certifikat som hänförs till anläggningar i drift. Priset på dessa certifikat är fastlagt och följer inte marknadspriset på övriga certifikat.
Anläggningar som måste klara tvåprocentskravet kan importera el från förnybara källor från andra länder, men den utländska anläggningen måste ha tagits i drift efter 1 april 1999 och vara lokaliserad i ett land med motsvarande åtgärdsprogram för att främja och stimulera produktion av el från förnybara källor. Åtgärderna i exportlandet ska vara baserade på marknadsinstrument och ställa likvärdiga krav på elproduktionsanläggningar baserade på förnybar energi som ställs i Italien. Import av certifikat får endast göras i samband med motsvarande mängd import av el från förnybara källor.
2.2.5. Spanien
Den spanska elmarknaden omorganiserades i grunden genom en ny ellag från 1997 som syftar till att gradvis öppna elmarknaden för konkurrens. För att uppnå mål inom områdena miljö, energieffektivisering och minskad energianvändning vid sidan om målet om en ökad konkurrens på elmarknaden, särskiljer den nya ellagen på två system för elproduktion. Det generella systemet är pool-baserat och obligatoriskt för alla producenter som har en installerad effekt över 50 MW. Det speciella systemet gäller kraftanläggningar med en installerad kapacitet som är lika med eller under 50 MW. Förutom kraftanläggningar som baserar sin elproduktion på förnybara
energikällor gäller det speciella systemet även egenproducenter som använder kraftvärme eller andra former av värmekraftproduktion som associeras med icke-elektriska aktiviteter samt kraftanläggningar som använder avfall som sin primära energikälla. Dessa producenter är inte tvingade att erbjuda elektriciteten till poolen, utan kan få en fast tillförselavgift för sin elproduktion och/eller överskott av el. De distributörer som ligger närmast elproducenten är skyldiga att köpa elen. Producenten får marknadspriset på el plus ett tillägg som varierar beroende på produktionsteknik.
Stödsystemet ska främja förnybar energi för att Spanien ska nå det fastlagda målet om att förnybar energi ska svara för 12 % av energianvändningen år 2010.
2.2.6. Storbritannien
Den brittiska lagen om förpliktelse för elleverantörerna att leverera en viss mängd el som är baserad på förnybara källor kommer att introduceras i England och Wales den 1 januari 2002. Det gäller under förutsättning att förslaget antas av parlamentet. Ett liknande förslag kommer att läggas fram för det skotska parlamentet och liknande arrangemang diskuteras i Nordirland.
I Storbritannien producerades totalt 358 TWh el år 1998, vilket gör Storbritannien till EU:s tredje största elproducent efter Tyskland och Frankrike. El från förnybara källor stod för 3 % av den totala bruttoelproduktionen i Storbritannien 1998. Regeringens målsättning är att 3 % av landets elförsörjning ska baseras på förnybar energi år 2003 och 10 % år 2010.
En plikt om leveranser av förnybar el utgör den grundläggande politiska åtgärden för att klara av den brittiska målsättningen om el från förnybara källor och lägger grund för ett system med gröna certifikat. Knappt 100 företag beräknas omfattas av kvotplikten. Den mängd förnybar el som motsvarar kvoten definieras som en andel i procent av leverantörens totala leveranser under ett givet år.
För att fullgöra sin plikt att leverera en viss mängd el från förnybara källor till brittiska kunder har leverantörerna tre möjligheter: Leverantören kan köpa ”grön” el och leverera den till sina kunder och samtidigt köpa motsvarande mängd certifikat för att bevisa att elleveransen har skett. Leverantörer kan också köpa enbart certifikat av producenten, bilateralt eller via någon marknad. Ett tredje
alternativ är att betala ett friköpspris. De medel som inflyter på detta sätt samlas i en friköpsfond. Friköpspriset uppgår till £30 per MWh under första året och räknas därefter upp med konsumentprisindex. Leverantören kan välja vissa eller samtliga alternativ efter behov.
De kvotpliktiga får fullgöra upp till 25 % av sin kvotplikt med certifikat som producerats under den föregående kvotperioden. Medlen i friköpsfonden återbetalas till de kvotpliktiga i proportion till mängden certifikat de lämnat in.
Förutom genom certifikatsystemet stödjer Storbritannien förnybar elproduktion bland annat genom bidrag till havsbaserad vindkraft och energigrödor.
2.2.7. Tyskland
I mars år 2000 beslutade den tyska regeringen att lagstiftningen från 1991 om eltillförsel från förnybara energikällor – Stromeinspeisungsgesetz – skulle ersättas av en ny lag om prioritering av förnybara energikällor. Den nya lagen trädde i kraft den 1 april 2000.
Den totala elproduktionen i Tyskland var år 1998 nära 557 TWh och till 6 % baserad på förnybara energikällor. Totalt producerade de tyska vindkraftverken 1998 nästan 4,6 TWh el vilket motsvarar knappt 1 % av den totala elproduktionen i landet. Tyskland är för närvarande världens största vindkraftproducent före USA och Danmark. Tysklands målsättning är att öka elproduktionen som baseras på förnybara källor från 5 % som gällde 1999 till 10 % år 2010.
Den nya lagen om förnybar energi är ryggraden i den tyska politiken för att främja el från förnybara källor. Den ”gröna” elproduktionen får genom den nya lagen ett förstärkt stöd för att ytterligare kapacitet ska installeras genom att de fasta tillförseltarifferna är kopplade till produktionskostnaderna istället för som tidigare till marknadspriset. Det är den närmaste nätoperatören som är skyldig att köpa in den el från förnybara källor som produceras i dess närområde samt kompensera producenten enligt fastlagda tariffer. Kostnaderna för denna kompensation kan sedan övervältras i flera steg på olika aktörer på elmarknaden.
Ytterligare stöd finns i form av investerings- och räntestöd till olika tekniker, men dessa utgör endast komplement till de fasta tillförselpriserna i såväl den nya som den gamla lagstiftningen.
2.2.8. Österrike
I december 2000 antogs en ny ellagstiftning för Österrike. Enligt denna ska elmarknaden i Österrike vara helt avreglerad och öppen för konkurrens från oktober 2001. I samma lag fastslås även en kvot om 8 % för el från små vattenkraftverk samt att producenter får sälja certifikat. Denna förändring ska införas samtidigt med en avreglerad elmarknad. Kvotplikten ligger på slutkonsumenten som är skyldig att visa att 8 % av den el som konsumerats kommer från inhemska småskaliga vattenkraftanläggningar men i praktiken är det elhandelsföretagen som är skyldiga att se till konsumenterna uppfyller kvotkravet. Om kvotkraven inte uppfylls tas en straffavgift ut. Den utgör mellanskillnaden mellan elpriset och det genomsnittliga elproduktionspriset för el från småskalig vattenkraft. Certifikatsystemet avser explicit vattenkraft från småskaliga inhemska anläggningar, utländska certifikat godkänns inte för kvotuppfyllelse.
I Österrike har förnybar el enligt lagen prioriterat tillträde till elnätet. Vidare ska distributörer på regional nivå se till att 3 % av elanvändningen år 2005 kommer från anläggningar som producerar el från biomassa/biogas, geotermisk energi, vind eller sol. Köpplikt med fasta minimipriser råder för dessa distributörer.
2.3. Övriga länder
2.3.1. Australien
Systemet för handel med gröna certifikat, ”Renewable Energy Certificate”, REC, startade den 1 april 2001. Australiens elproduktion år 1998 var 194 TWh och till 90 % baserad på fossila bränslen. Syftet med att införa handel med gröna certifikat är att öka andelen el producerad från förnybara källor eller från specificerade avfall fram till år 2010 med 2 procentenheter. Målet fastställdes 1997 då andelen förnybar el var 10,7 %. Ökningen till 12,7 % motsvarar 9 500 GWh år 2010. Nivån på 12,7 % förnybar el ska även gälla mellan åren 2010 och 2020.
I ellagen anges hur stor produktionskapacitet som krävs årligen för att nå målet på 9,5 TWh år 2010. Kvoten ska fastställas senast den 30 april varje år enligt särskilda regler och anger hur många certifikat den kvotpliktige ska redovisa för påföljande år.
Återförsäljare av el och andra stora elhandlare kommer enligt lag att bli skyldiga att köpa ett visst antal gröna certifikat från ackrediterade elproducenter per år. Det är elhandlarens ansvar att adekvat mätutrustning installeras för att kunna mäta hur mycket el som handlas. Elhandlaren får själv lägga upp en plan för att nå sitt mål och skriva kontrakt med elproducenter, anlita en tredje part eller handla på certifikatmarknaden.
Om den bestämda kvoten inte uppfylls och underskottet är större än 10 % utgår en straffavgift. Om underskottet är mindre kan elhandlaren få slippa straffavgiften, underskottet förs då över till nästa år då den kvotskyldige ska uppnå det aktuella årets kvot samt underskottet från föregående år. Om detta lyckas finns möjlighet att en eventuell straffavgift återbetalas. Varje år ska elhandlare lämna en rapport som anger den totala mängden köpt el, förnybar el, kvotens storlek och antalet certifikat.
2.3.2. USA (Texas)
Staten Texas ”Renewable Energy Credit (REC) Trading Program”, som börjar den 1 januari 2002, är ett system för certifierad ”grön” elproduktion och en skyldighet att använda en viss andel sådan el. Plikten kan uppfyllas genom köp av gröna certifikat. Kvotplikten ligger på konkurrensutsatta elhandlare och kvoten fördelas i procent av elhandlarnas handelsvolym. Varje certifikat motsvarar 1 MWh produktion från en certifierad produktionsanläggning. Den elhandlare som inte kan redovisa sin kvot av certifikat, får betala en straffavgift, som uppgår till den summa som är lägst av $50 eller 200 % av det genomsnittliga priset för certifikat under det aktuella kvotåret.
Av de 355 TWh el som producerades i Texas 1998 var knappt en halv procent baserat på förnybara energikällor. Den totala produktionskapaciteten 1998 i Texas var 74 582 MW varav 880 MW utgjordes av förnybara källor. Målet är att år 2009 uppnå en produktionskapacitet på ytterligare 2 000 MW el från förnybara källor utöver dagens kapacitet. Det finns mål uppställda i absoluta tal för varje år mellan 2002 och 2019.
REC-programmet börjar den 1 januari 2002 men redan den 1 juli 2001 påbörjades ett större pilotprojekt dit frivilliga kunnat anmäla sitt deltagande. Kraftproducenter som är berättigade att delta i programmet kan få RECs för energi producerad från den 1 juli 2001, s.k. early banking. Detta för att öka likviditeten på RECmarknaden.
Anläggningar belägna utanför Texas kan bli certifierade för REC om den första mätpunkten för anläggningen är belägen inom Texas och all produktion uppmätt i den aktuella inmatningspunkten i Texas stamnät kommer från den anläggningen.
2.4. Internationella initiativ
2.4.1. RECS
Beteckningen RECS står för Renewable Energy Certificate System. Initiativet till projektet togs i början av år 1999 av aktörer inom energiindustrin. Numera deltar över 100 europeiska organisationer och företag. De flesta svenska medlemmar är elproducenter. Målet är att skapa en tillförlitlig, kostnadseffektiv certifikatmarknad för el från förnybara energikällor.
Den bärande idén är att de nationella systemen med gröna certifikat kan och bör harmoniseras. Många av de frågor som måste hanteras när enskilda stater bygger upp system för handel med gröna certifikat är likartade. Några av dessa är vilka energikällor som ska ingå i systemet, vilken information certifikaten ska innehålla och certifikatens livslängd. RECS fungerar som en plattform för informationsutbyte kring dessa frågor för berörda aktörer, både bland företag och regeringar.
RECS drivs i enlighet med de grundläggande åtaganden som redovisas i dokumentet Basic Commitment. Dokumentet anger minimikrav vad gäller definitioner, kriterier och regler för utgivning och handel med RECS-certifikaten. Enligt dessa definitioner är förnybar energi all energi som ej härrör från fossila bränslen eller kärnbränsle. Certifikaten innehåller information om produktionsanläggningen, dess kapacitet och kraftslag, tid för utgivning och det är öronmärkt avseende erhållet stöd. Certifikatet är giltigt ända tills det löses in.
En produktionsanläggning kan inte samtidigt ta emot RECScertifikat och certifikat av annat slag för samma elproduktion. Det
innebär att RECS och andra certifikatsystem för närvarande endast kan vara komplement till varandra.
På nationell nivå svarar ett särskilt organ, Issuing Body, för utgivning, registrering och annullering av certifikat och för tillsyn av certifikatsystemet. I Sverige har Affärsverket svenska kraftnät rollen som Issuing Body.
RECS tillhandahåller även ett system som möjliggör för medlemmarna att handla med certifikat internationellt. En period med testhandel startade 2001 och de första affärerna genomfördes under sommaren år 2001.
2.4.2. EU - initiativ
InTraCert
InTraCert är ett forskningsprojekt delvis finansierat genom EU:s femte ramprogram för forskning och utveckling. Målet för verksamheten är att undersöka potentialer och konsekvenser av ett internationellt system för handel med gröna certifikat med avseende på EU, nationella policyåtgärder för förnybar energi respektive klimatpolitiken. Därvid ska särskilt följande områden belysas: möjligheten att kombinera gröna certifikat för el, värme och gas, att koppla gröna certifikat till andra befintliga marknadsinstrument, särskilt överlåtbara utsläppsrätter samt möjliga marknadsstörningar och konsekvenser om överlåtbara utsläppsrätter och gröna certifikat utformas på ett felaktigt sätt.
RECerT
Beteckningen står för The European Renewable Electricity Certificate Trading Project – RECerT. Projektet är delfinansierat genom EU:s femte ramprogram för forskning och utveckling och drivs av det brittiska konsultföretaget Energy for Sustainable Development, ESD. Dessutom är ytterligare 26 parter från olika EU-länder involverade.
Det övergripande målet är att bidra till att det indikativa målet enligt vitboken för förnybar energi nås, dvs. att förnybara energikällor år 2010 ska stå för 12 % av den primära energitillförseln. Syftet med RECerT är att samordna marknadsutvecklingen, att
sprida information och kunskap samt att minimera hinder för handel med el från förnybara energikällor mellan medlemsländerna.
Verksamheten är inriktad på att sprida information om ett nytt marknadsinstrument,”Renewable Energy Certificates” – REC – eller överlåtbara gröna certifikat.
RECerT genomförde under våren 2001 en stort upplagd simulering av handel med elcertifikat. I simuleringen deltog 144 lag från 18 länder i roller som producenter, handlare och konsumenter.
ELGREEN
ELGREEN är ett forskningsprojekt delfinansierat genom EU:s femte ramprogram för forskning och utveckling. Det syftar till att utforma en modell för en europeisk handel med gröna certifikat. Projektet ska utarbeta en ansats för att stegvis harmonisera de olika instrument för främjande av förnybar el som för närvarande tillämpas i olika länder.
3. Elproduktion från förnybara energikällor – en beskrivning
3.1. Det nordiska systemet för produktion och överföring av el
Före 1996 fanns endast en norsk elbörs, Statnett Marked, som ägdes av Statnett. År 1996 togs verksamheten över av Nord Pool, som ägs gemensamt av Statnett och Affärsverket svenska kraftnät. År 1998 utvidgades Nord Pools handelsområde till att också omfatta Finland. Börsområdet utvidgades ytterligare genom anslutningen av Västdanmark år 1999 och Östdanmark år 2000. Anslutningen till en gemensam handelsplats innebär att Sverige, Norge, Finland och Danmark fungerar som en elmarknad. Produktionssystemen i de olika länderna hade sedan lång tid varit sammanlänkade. Förhållandena i Sverige kan därför inte betraktas enskilt utan hänsyn till förhållandena i de tre övriga länderna.
Det nordiska produktionssystemet för el illustreras av tabell 3-1. Tabellen visar tydligt skillnaden i produktionsstruktur mellan de olika länderna: Norge med så gott som enbart vattenkraft, Finland och Sverige med kärnkraft och en förhållandevis stor andel förnybara energikällor samt Danmark med stor andel fossilkraft och liten andel förnybara energikällor.
Sammantaget är det nordiska elproduktionssystemet mycket väl differentierat med avseende på olika energikällor. Den stora andelen vattenkraft i det nordiska systemet gör emellertid den samlade produktionsförmågan starkt beroende av tillrinningen, framför allt i Norge, som har 2/3 av den samlade magasinskapaciteten i Sverige, Finland och Norge.5
Tabell 3–1 visar elproduktionen under två år med vitt skilda produktionsförhållanden. År 1996 var i Sverige ett extremt torrår med
5 Norge 82 TWh, Sverige 34 TWh, Finland 5 TWh i januari 2000 enligt Nord Pool.
liten produktion av vattenkraft, medan år 1999 var ett våtår. Förutsättningarna för vattenkraftproduktionen i Norge och Sverige påverkar elproduktionen också i de kringliggande länderna genom den integrerade elmarknaden.
Tabell 3–1 Elproduktionen i Norden utom Island 1996 och 1999. TWh.
Danmark Finland Norge Sverige
1996 Total elproduktion
50,4
66,4 104,9 136,0
Vattenkraft
..
11,7 104,1
51,0
Kärnkraft
18,7
71,4
Övrig värmekraft
49,1
36,0
0,8
13,5
- kondenskraft
48,3
13,5
0,1
3,5
- el i fjärrvärme
12,7
5,4
- kraftvärme, industri
0,8
9,8
0,4
4,5
- gasturbiner m.m.
..
0,3
..
Övrig förnybar kraft
1,3
..
..
0,1
Danmark Finland Norge Sverige
1999 Total elproduktion
37,0
66,8 122,9 150,5
Vattenkraft
..
12,6 122,1
70,4
Kärnkraft
22,1
70,2
Övrig värmekraft
33,9
32,0
0,8
9,5
- kondenskraft
32,3
6,9
0,1
0,3
- el i fjärrvärme
12,9
4,8
- kraftvärme, industri
1,7
12,2
0,4
4,5
- gasturbiner m.m.
..
0,3
..
Övrig förnybar kraft
3,0
0,1
..
0,4
.. värde mindre än 50 GWh Källa: NORDEL, årsrapporter.
Svenska elhandlare har idag möjlighet att sälja el direkt även till kunder i Norge och Finland samt till vissa kunder i Danmark. Svenska kunder kan på motsvarande sätt köpa el från utländska elhandelsföretag. Flera svenska elhandelsföretag har idag långsiktiga kontrakt med producenter i de nordiska grannländerna om import och export av el.
Handelsströmmarna mellan länderna varierar över året och mellan åren till följd av variationer i temperatur, nederbörd och
konjunktur. Det starka beroendet av vattenkraft i det nordiska elsystemet gör det betydelsefullt att det finns ett väl utvecklat nät av överföringsförbindelser som gör det möjligt att utjämna variationerna. Det gäller inte bara inom Sverige, Norge och Finland utan också mellan dessa länder och kontinenten.
Utlandsförbindelserna framgår av tabell 3–2. Överföringskapaciteterna som anges i tabellen kan inte alltid utnyttjas fullt ut eftersom det kan förekomma begränsningar i de nationella näten.
Tabell 3–2 Överföringsförbindelser av betydelse för Sverige och de nordiska grannländerna.
Relation Överföringskapacitet (MW) Till Sverige Från Sverige Sverige – Norge 4250 4150 Sverige – Finland 1650 2050 Sverige – Danmark 2340 2020 Sverige – Tyskland 600 600 Sverige – Polen 600 600
Till Danmark Från Danmark
Danmark – Norge 1000
1000
Danmark – Tyskland 1800
1800
Till Norge Från Norge
Norge – Finland
100
100
Norge – Ryssland 50
50
Till Finland Från Finland
Finland – Ryssland 1000
60
Källa: Elmarknaden 2001. Statens energimyndighet.
3.2. Förutsättningar för elproduktion med hjälp av förnybara energikällor
I detta avsnitt finns faktauppgifter samlade om elproduktion, potentialer, branschspecifika förutsättningar – möjligheter och hinder – samt de hittillsvarande teknikspecifika mål som uttryckts i politiska beslut. De ekonomiska förutsättningarna i form av nuvarande stödregler återfinns samlade i kapitel 2 och i avsnitt 3.3.
I avsnitten om branschspecifika förutsättningar inkluderas en aktörsanalys. I ett marknadsbaserat system är en kunskap om aktörerna och deras beteende av stor vikt för att kunna bedöma effektiviteten i en kommande handel men också för att kunna förstå drivkraften för investeringar i ny elproduktion. I ett mera planmässigt orienterat system är aktörernas handlingsutrymme mindre och därmed lättare att förutse.
3.2.1. Vattenkraft
Vattenkraftverken i Sverige svarar under ett normalår för närmare hälften av den svenska elproduktionen eller ca 65 TWh. Variationen mellan torrår, normalår och våtår är betydande. Under den senaste tioårsperioden har det förekommit såväl ett efter svenska förhållanden extremt torrår, 1996 med en produktion av 51,0 TWh, som ett extremt våtår, 2000 då 77,8 TWh producerades. De senaste tillgängliga detaljerade uppgifterna om anläggningarnas storleksstruktur avser förhållandena år 1999.
Vattenkraftanläggningarnas storlek och ålder
Uppgifterna om hur många vattenkraftanläggningar det finns i landet varierar mellan olika källor framför allt när det gäller de riktigt små anläggningarna, som har en installerad effekt mindre än 1 MW. Enligt SCB:s statistik uppgick de 1999 till ca 460 st., enligt underlag från Svenska kraftverksföreningen uppgår de till ca 650 st. medan en analys av ansökningarna om stöd tills småskalig elproduktion pekar på ett antal av ca 900 st.
Enligt LEKO-utredningen 6 byggdes ett stort antal små vattenkraftverk (<1,5 MW) under 1900-talets första decennier. Under 1950-, 60- och 70-talen lades ca 3 000 anläggningar ned av tekniska och/eller ekonomiska skäl. LEKO-utredningen anger att ca 1 200 små vattenkraftverk var i drift i slutet av 1990-talet. De hade en sammanlagd effekt på 300–350 MW och producerade ca 1,5 TWh per år.
Att döma av analyser av stödet till småskalig elproduktion torde antalet vattenkraftverk med en effekt mindre än 1,5 MW vara knappt 1 100 st., med en installerad effekt på drygt 400 MW, vilket
6SOU 1999:95 Småskalig elproduktion samt mätning och debitering av elförbrukningen.
skulle ge en normalårsproduktion på drygt 1,5 TWh. Uppgifterna från LEKO-utredningen och de senare gjorda analyserna ger således en samstämmig bild vad gäller elproduktionens storlek även om antalet anläggningar skiljer sig åt.
Tabell 3–3 visar översiktligt storleksstrukturen för svenska vattenkraftanläggningar 1999 enligt SCB:s statistik.
Tabell 3–3 Vattenkraftanläggningar 1999. Storlek och installerad effekt. MW.
Storleksklass, MW Antal Effekt, MW <1 459 169 1,0–4,99 210 428 5,00–9,99 52 347 10,00–14,99 33 395 15,00–19,99 18 296 20,00–24,99 22 483 25+ 138 14 315 Summa 932 16 433 Källa: SCB. Specialbearbetning av underlaget till EN 20 SM.
Figur 3.1 visar att ca 65 TWh el produceras med vattenkraft under ett normalår. Denna produktionskapacitet har byggts upp under flera decennier och utan statliga subventioner i deras nuvarande form av investeringsstöd och driftbidrag. Däremot har en stor del av utbyggnaden skett genom verksamheten i Statens vattenfallsverk, sedermera Vattenfall AB. Vidare kan konstateras att ca 2/3 av vattenkraften har uppförts före år 1970. Dessa anläggningar kan sedan ha renoverats och uppgraderats.
Figur 3.1: Vattenkraftens ålders- och storleksfördelning.
Figur 3.2: Vattenkraftens åldersfördelning. Anläggningar mindre än 1,5 MW.
En detaljerad bild av anläggningar med effekter upp till 1,5 MW visas i figur 3.2.
Normalårsproduktionen från anläggningar under 1,5 MW är ca 1,7 TWh per år (ca 2 TWh 1999). Anläggningar i den sistnämnda kategorin har under årens lopp fått dels investeringsstöd och dels
0
5 000 10 000 15 000 20 000 25 000 30 000 35 000 40 000 45 000
1960-talet och
före
1970-talet 1980-talet 1990-talet
Normalårsproduktion, GWh
Total normalårsproduktion 64700 GWh
0 200 400 600 800 1 000 1 200 1 400 1 600 1 800
1960-talet och
före
1970-talet 1980-talet 1990-talet
Normalårsproduktion, GWh
Total normalårsproduktion 1700 GWh
ett driftstöd. De benämnes i svenska sammanhang småskalig vattenkraft. I andra länder används andra gränser mellan småskalig och storskalig vattenkraft, till exempel 10 och 15 MW.
Potentialer
Vattenkraft med installerad effekt mindre än 1,5 MW
Enligt Sveriges Energiföreningars Riksorganisations, SERO, statistik finns ca 2 500 nedlagda små vattenkraftverk vilka bedöms ha en sammanlagd produktionspotential på ca 1,0 TWh. Därutöver finns en utbyggnadspotential på ca 1,5 TWh i nya små kraftverk i stora vattendrag och nya små vattenkraftverk i små vattendrag. Fördelningen visas i tabell 3–4.
Tabell 3–4 Potential för utbyggnad av små vattenkraftverk. TWh per år.
Åtgärd Potential Restaurering av nedlagda vattenkraftverk 1,0 Nya små vattenkraftverk i stora vattendrag 1,0 Nya små vattenkraftverk i små vattendrag 0,5 Summa 2,5 Källa: SERO
Potential avseende nedlagda små vattenkraftanläggningar - juridiska aspekter
Den 1 januari 1999 ersattes vattenlagen (1983:291) av miljöbalken (1998:808) och lagen (1998:812) med särskilda bestämmelser om vattenverksamhet. Det materiella innehållet i vattenlagen är till stora delar intakt.
En rättighet i äldre vattendomar gäller tills vidare. Den som äger en vattenanläggning är skyldig att underhålla den så att det inte uppkommer skada för allmänna eller enskilda intressen genom ändringar i vattenförhållandena. Enligt vattenlagen fick vattendomstolen efter lagändring år 1989 företa omprövning av villkoren för ett tillstånd och därvid föreskriva ändrade eller nya villkor för att tillgodose allmänna intressen. I vissa fall får omprövningen inte ske förrän mellan tio och trettio år efter det att ett tillstånd vunnit laga
kraft. Enligt 7 kap. 13 § lagen med särskilda bestämmelser om vattenverksamhet kan miljödomstolen under vissa förutsättningar fastställa ändrade eller nya bestämmelser om innehållande och tappning av vatten.
Enligt vattenlagen gällde vidare att om tillståndshavaren åsidosatt ett villkor i en tillståndsdom och avvikelsen var betydande, fick vattendomstolen förklara tillståndet förverkat. Enligt ett rättsfall NJA 1984:790 ansågs ett företag övergivet och dämningsrätten därigenom förfallen, då under 55 år ett dämningstillstånd inte utnyttjats och dammen inte underhållits.
EG:s vattendirektiv 7, som trädde i kraft i slutet av år 2000, har till syfte att bl.a. skydda akvatiska ekosystem, främja en hållbar vattenanvändning och förbättra vattenmiljön genom skydd mot spill och utsläpp. Direktivet innebär också att gällande vattendomar kan komma att omprövas snabbare än hittills.
Mot ovanstående legala bakgrund kan konstateras att det finns ett stort antal nedlagda anläggningar som kan restaureras och där tillståndet fortfarande gäller. Den sammantagna potentialen i dessa anläggningar kan uppskattas till ca 1 000 GWh.
Nya anläggningar i nya lägen med potentiell effekt större än 1,5 MW
Den tekniska potentialen för den totala produktionen av vattenkraft motsvarar en årlig produktion på ca 130 TWh/år. Den ekonomiskt tillgängliga vattenkraftpotentialen bedöms vara ca 90 TWh/år, varav ca 20 TWh/år inryms i vattenområden som är skyddade enligt dåvarande naturresurslag 8, som numera ingår i miljöbalken. Beräknad tillgänglig utbyggnadspotential från 1993 bedöms fortfarande kunna gälla som underlag, således 70 TWh.
Normalårsproduktionen från befintlig vattenkraft uppgår till ca 65 TWh/år. Utrymmet för en utbyggnad skulle därmed kunna uppgå till ca 5 TWh/år om de undantagna älvområdena exkluderas.
7 Europaparlamentets och rådets direktiv 2000/60/EG av den 23 oktober 2000 om upprättande av en ram för gemenskapens åtgärder på vattenpolitikens område, EGT 22.12.2000, L327/1–72.8 Källa: Energirapport 1993, NUTEK.
Effektivisering av befintliga kraftverk med installerad effekt större än 1,5 MW
Den befintliga vattenkraften kan göras effektivare. Det är dock en relativt begränsad potential. Vissa förbättringar kan göras i samband med förnyelsearbeten av anläggningarna t.ex. genom att vidga vattenvägar, förbättra strömningen genom tunnlar och kanaler, installera nya aggregat för att reducerat spillet förbi turbinerna eller genom att byta ut turbinens löphjul. Denna potential av effektiviseringsåtgärder uppskattas kunna ge ca 1 TWh/år.
Sammanfattning – vattenkraftpotential
Den tillkommande utbyggnadspotentialen exklusive undantagna vattenområden uppgår med ovan redovisade komponenter till sammanlagt ca 8,5 TWh/år. Fördelningen sammanfattas i tabell 3–5.
Tabell 3–5: Potential för utbyggnad av vattenkraftverk. Energitillskott i
TWh/år.
Åtgärd Potential, TWh Restaurering av nedlagda vattenkraftverk <1,5 MW 1,0 Nya små vattenkraftverk i stora vattendrag 1,0 Nya små vattenkraftverk i små vattendrag 0,5 Utbyggnadspotential nya kraftverk > 1,5 MW 5,0 Effektivisering/förnyelse befintliga kraftverk 1,0 Summa 8,5
Kostnader för drift och investeringar i småskalig vattenkraft
LEKO-utredningen uppdrog åt konsultföretaget Sycon att göra analyser av de ekonomiska förutsättningarna för produktion av vattenkraft i små anläggningar 9. Uppgifterna i detta avsnitt har hämtats från LEKO-utredningens redovisning av analysresultaten.
De kostnader som är förknippade med uppförande av ett småskaligt vattenkraftverk är i första hand följande:
9 Ekonomiska förutsättningar för småproducenter av elektrisk kraft, Sycon 1999-06-11. Ekonomiska förutsättningar för små producenter av elektrisk kraft utan stöd, Sycon 1999-07-08.
Kostnader för byggnadsarbeten
- dammar
- vattenvägar (tunnlar, kanaler, rännor och tuber)
- kraftstationsbyggnad
Kostnader för mekanisk och elektrisk utrustning
- turbin och regulator
- lyftanordningar
- luckor, grindar etc.
- generator m.m.
- transformator
- kontrollutrustning
- övrig elektrisk utrustning
Övriga kostnader
- administration
- projektering
- vattendomstolskostnader
- räntor under byggnadstiden
En typisk kostnadsfördelning avseende renovering av befintliga anläggningar kan sägas vara: byggnadsarbeten i genomsnitt 55 % av den totala projektkostnaden, mekanisk och elektrisk utrustning 40 %, och övriga kostnader för 5 %.
Kostnaden för utbyggnad är bl.a. beroende av hur vattendomen är utformad med avseende på regleringsmöjligheter m.m. Rena nyetableringar av småskalig vattenkraft kan antas vara mycket dyra idag. Kostnaderna för att bygga små kraftverk minskar dock om det redan finns damm eller andra byggnader. Kostnaderna för några studerade fall varierade mellan 2,4 och 4,1 kr/kWh, år. Enligt Sycons rapport är det mycket svårt att finna kraftverkslägen som möjliggör en utbyggnad till en kostnad under 2 kr/kWh,år.
Drift- och underhållskostnader för småskalig vattenkraft
Kostnaderna för drift och underhåll kan variera kraftigt mellan olika anläggningar eftersom förhållandena som är knutna till anläggningarnas läge varierar mycket. Kostnaderna påverkas också av ålder och storlek. Nya och stora kraftverk har ofta lägre driftoch underhållskostnader än gamla och små. De större kraftverken ägs oftast av stora kraftbolag eller lokala elföretag, medan de verk som ägs av privatpersoner i allmänhet är små. Drift och underhåll av damm med tillhörande anordningar kan medföra betydande kostnader och i vissa fall stå för hälften av de totala drift- och underhållskostnaderna. Kostnaderna kan variera kraftigt. Olika källor anger driftskostnader i intervallet 1–8 öre/kWh beroende på omständigheter.
Total produktionskostnad för småskalig vattenkraft
Att såväl investerings- som drift- och underhållskostnaderna varierar innebär också att den totala produktionskostnaden varierar. Energikommissionen ansåg att man normalt bör räkna med en ekonomisk livslängd på 40 år för vattenkraft. Med den avskrivningstiden uppskattades den totala produktionskostnaden för ett antal objekt som kommissionen analyserade till mellan 16 öre/kWh (vid 2,4 kr/kWh, år) och 28 öre/kWh (vid 4,1 kr/kWh, år).
Sett ur perspektivet att bankerna ofta erbjuder lån med ca 20 års löptid torde det krävas en ersättning på ca 45–50 öre/kWh (vid 4 kr/kWh, år) för att kostnaderna ska täckas och en acceptabel avkastning uppnås.
SERO har för Elcertifikatutredningen beräknat produktionskostnaderna för ett vattenkraftverk med effekten 750 kW, vilket kan betraktas som en vanlig storlek inom segmentet småskalig vattenkraft. Typkalkylen ger till resultat kapitalkostnaden 10 under första året ca 40 öre/kWh vid linjär avskrivning och driftskostnaden inkl. administration, tillsyn och normalt underhåll 13,4 öre/kWh. Driftskostnaden varierar bl.a. efter kraftverkets modernitet och uppges normalt ligga i intervallet 11–16 öre/kWh.
10 Kapitalkostnaden är beräknad med 6 % kalkylränta, och 25 års avskrivning på investeringsbeloppet 12 mnkr vid 4 kr/kWh, år.
Ersättning som torde krävas för drift av den produktionsvolym som ska uppnås genom 1997 års energipolitiska program
I den ovan refererade beräkningen av Sycon uppges att internräntan för en investering i en småskalig elproduktionsanläggning sannolikt bör uppgå till minst 8 % för att extern finansiering ska kunna erhållas. Sycon konstruerade ett antal typfall för att beräkna vilken ersättning en enskild kraftverksägare skulle behöva för att internräntan ska uppgå till 8 %. Typfallsberäkningarna visade att ersättningen för den småskaliga vattenkraften borde vara 35–45 öre/kWh, vid avskrivningstiden 20 år. Med dubbelt så lång avskrivningstid skulle ersättningskravet bli 25–35 öre/kWh.
Mål för ökning av vattenkraftproduktionen
Kortsiktigt mål
Det kortsiktiga programmet för stöd till investeringar i småskalig vattenkraft och som ingår i 1997 års energipolitiska beslut, gäller under fem år från 1 juli 1997. Målet för programmet är att det generella stöd som lämnas till investeringar i miljövänlig, småskalig vattenkraft leder till en ökning av produktionskapaciteten så att en ökad årsproduktion om 0,25 TWh kan tillkomma inom femårsperioden.
Långsiktigt mål
Riksdagen beslutade år 1984 om en utbyggnad av vattenkraften med minst 2,5 TWh. Syftet var att uppfylla tidigare riksdagsbeslut från 1975 om en utbyggnad av produktionsförmågan till 66 TWh till mitten av 1990-talet, den s.k. vattenkraftplanen.
Det långsiktiga målet är att bygga ut vattenkraften till den av riksdagen angivna nivån 66 TWh. Den befintliga vattenkraften ska utvecklas så att riksdagens mål minst kan bibehållas och samtidigt miljöbefrämjande åtgärder kan åstadkommas så att en biologisk mångfald kan återskapas i de vattenområden som exploaterats och skadats av vattenkraftutbyggnad.
Regeringen har i miljömålspropositionen (prop. 2000/01:130) markerat att utbyggnad av vattenkraft inte kan tillåtas skada värdefulla vattendrag och att vattenflöden och vattennivåer i vatten-
drag som påverkas av reglering så långt möjligt är anpassade för att trygga biologisk mångfald. Utbyggnad av vattenkraft och andra intrång i vattendrag som i huvudsak är opåverkade bör inte ske. Möjligheterna att miljöanpassa vattenkraften bör ske med utgångspunkten att den nuvarande produktionskapaciteten bibehålls.
Branschspecifika förutsättningar – möjligheter och hinder
Branschens aktörer
Enligt en rapport från Elforsk 11 var ägarförhållandena omkring mitten av 1990-talet sådana att lokala eldistributörer ägde ca en tredjedel av den installerade effekten i små vattenkraftverk, stora kraftbolag och privatpersoner en fjärdedel vardera och övriga företag omkring en sjundedel. Sedan rapporten skrevs har de stora kraftbolagens andel ökat som ett resultat av den strukturomvandling som skett.
Bland aktörerna finns också leverantörer och underleverantörer av utrustning och underhållstjänster. Svensk vattenkraftteknik och turbintillverkning har stått på en hög internationell nivå men har under det senaste decenniet alltmer försvagats. En viktig anledning är den vikande hemmamarknaden. Tillverkningsserierna har varit små och lönsamheten svag, vilket haft negativa effekter på arbetet att utveckla tekniken. Under de senaste åren har flera svenska turbintillverkare upphört med sin verksamhet. En god utveckling på hemmamarknaden skulle också ge förutsättningar för en god konkurrenskraft på exportmarknaderna.
Övriga hinder och möjligheter
Hindren för att bygga ut småskaliga vattenkraftverk är i huvudsak två. Det ena hindret är ekonomin. Investeringskostnaden är hög i förhållande till energiproduktionen. Med dagens elpris är det inte möjligt att bygga utan särskilda subventioner. Småskalig vattenkraft belastas i allmänhet också av höga driftskostnader, vilket också är en bidragande orsak till att investeringarna uteblir. Kostnaderna att bygga är mycket anläggningsspecifika och varierar sannolikt inom ovan angiven potential från ca 2,50 kr/kWh,år till ca
11 Elsystem med distribuerad elproduktion. Elforsk rapport 97:22.
4,50 kr/kWh,år. Genom utveckling av enklare, billigare och mer driftsäker och underhållsfri utrustning kan ekonomin förbättras. Marknaden är osäker i nuläget, så utvecklingen är begränsad.
Det andra stora hindret är miljöpåverkan. Generellt gäller att miljöpåverkan är mindre vid restaurering av nedlagda kraftverk än uppförande av nya.
Slutsatsen är, oaktat miljökonsekvenserna, att potentialen om ca 8,5 TWh för vattenkraftutbyggnad är tillgänglig på kort sikt om tillräckliga insatser för att främja utbyggnaden införs. En förutsättning är att stöden är teknikdrivande.
3.2.2. Kraftvärmeproduktion inom fjärrvärmesystemen
Avsnittet om kraftvärmeproduktion inom fjärrvärmesystemen utgår huvudsakligen från material som ställts till förfogande av Fjärrvärmeföreningen och Energimyndigheten.
Nuläge
El produceras i kombination med fjärrvärme i kraftvärmeanläggningar. Elproduktionen från dessa hade en stark utveckling under 1970-talet men minskade plötsligt i början av 1980-talet då kärnkraften var fullt utbyggd för att åter öka i omfattning under början av 1990-talet. De senaste åren har produktionen stagnerat eller minskat. En orsak kan vara våtåren under senare delen av 1990-talet och de låga priserna på elbörsens spotmarknad samtidigt som åren varit varma. Produktionen uppgick till 4,2 TWh år 2000 medan den hittills största produktionen, 5,7 TWh, uppnåddes år 1998. Figur 3.3 visar utvecklingen av kraftvärmeproduktionen sedan år 1970.
I kraftvärmeverken i fjärrvärmenäten stod kol inklusive hyttgas för 50 % och olja för 16 % av bränsletillförseln under år 2000. Andelen olja har minskat sedan år 1999. Naturgas samt biobränslen, torv m.m. svarade för 8 % respektive 20 %. Av skattetekniska och ekonomiska skäl är andelen fossila bränslen stor i elproduktionen.
De flesta företag som producerar el i fjärrvärmesystemen är företag som helt eller delvis ägs av kommunerna. Sådan elproduktion skedde under år 2000 på ett drygt trettiotal orter i landet. Företag, som är medlemmar i Fjärrvärmeföreningen, svarade för
3,8 TWh av elproduktionen. Den installerade eleffekten bland dessa företag var cirka 2 GW.
Figur 3.3: Produktion av el i fjärrvärmesystemen. 1970–2000.
Källa: Energiläget 2000, Elmarknaden 2001. Energimyndigheten.
Av de bränslen som användes för elproduktion i fjärrvärme 1999 var endast en liten del biobränslen. Bland Fjärrvärmeföreningens medlemmar producerades 18 % av elen med rena biobränslen såsom trädbränslen och biogas. Omräknat till hela elproduktionen i fjärrvärmesystemen motsvarade det 0,9 TWh biobränslebaserad el 1999 och 0,7 TWh 2000. Betraktas hela bränsleförbrukningen i kraftvärmeverken, dvs. användningen till både värme och el är fördelningen dock 38% fossila bränslen och 62% trädbränsle, torv och andra biobränslen.
Några anläggningar baserar sin elproduktion helt eller nästan helt på biobränslen. De ligger i Borås, Enköping, Eskilstuna, Falun, Hudiksvall, Karlstad, Kristianstad, Nässjö, Skellefteå, Västerås och Växjö.
Potentialer
Det finns tekniska möjligheter att öka elproduktionen inom fjärrvärmesystemen på såväl kort sikt som lång sikt. Den kortsiktigt tillgängliga produktionsökningen för el från förnybara energikällor kan ske genom förlängda drifttider eller genom bränslebyten. Båda åtgärderna kan genomföras inom befintliga anläggningar utan investeringar eller med mycket små sådana. Ofta minskar eleffekten om övergång till biobränsle genomförs. Den långsiktiga ökningen är
Produktion av el i fjärrvärmesystemen
0
1 2 3
4 5
6 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000
beroende av värmeunderlaget i fjärrvärmenäten och på summan av elpris och certifikatpris.
Kortsiktigt tillgängliga potentialer
Kraftvärmeverken har i många fall möjligheter att inom befintliga anläggningar variera energiuttaget vad gäller fördelningen mellan el och värme. Förutsättningarna varierar mellan anläggningarna beroende på värmeunderlag, systemkonstruktion, bränsleblandning m.m. Många anläggningar har också möjlighet att utöka produktionen genom att förlänga drifttiden över året för elproduktionen.
Figur 3.4 visar hur drifttiden, beräknad som ekvivalenta fullasttimmar 12, förändrats inom kraftvärmesektorn under de senaste åren. Uppgifter från Fjärrvärmeföreningen 13 visar att nedgången mellan 1998 och 1999 fortsätter 2000 till nivån under 2 500 timmar. Antalet fullasttimmar i elproduktionen bör enligt Fjärrvärmeföreningens bedömning på kort sikt kunna ökas till nivån 3 500 timmar per år. Med utgångspunkt i den år 2000 använda bränsleblandningen skulle en ökning av detta slag motsvara ca 0,5 TWh
el
baserad
på biobränslen per år. Kostnaden för detta tillskott är driftskostnaden på marginalen för en utökad produktion, 14–16 öre/kWh. Bilden påverkas också av företagens alternativkostnad för el, om de kan använda elen i egen verksamhet, för att driva värmepumpar eller elpannor t.ex., eller om den säljs vidare. Det är således inte enbart produktionskostnaden som avgör om denna potential kan utnyttjas. Ökningen av totalproduktionen styrs också av utträngande av annan värmeproduktion, främst rökgaskondensering.
En annan potential, som kan göras tillgänglig inom en kort tid, är den som baseras på bränslebyte från fossila bränslen till biobränslen. Idag eldas enligt Fjärrvärmeföreningens statistik för 2000 cirka 1,9 TWh fossila bränslen för elproduktion i samma panna som biobränsle, som då hänförs till värmeproduktionen. Företrädare för branschen har, efter en genomgång av förhållandena vid kraftvärmeverken inom fjärrvärmesystemen, gjort bedömningen att det med små investeringar finns möjlighet att byta bränsle motsvarande elproduktionen 1,5 TWh per år.
12 Ekvivalenta fullasttimmar är beräknade som producerad energi/installerad effekt (MWh/MW).13 Figur 3.4 baseras på uppgifter från SCB, som täcker all kraftvärmeproduktion. Fjärrvärmeföreningens medlemmar svarar för en mycket stor andel därav. Eftersom siffrorna inte är helt jämförbara redovisas endast SCB:s uppgifter här.
Figur 3.4: Elproduktion i fjärrvärmesystemen 1994–1999. Antal ekvivalenta fullasttimmar.
Källa: SCB, EN 11 SM.
Kostnaden för en sådan konvertering består dels av tillkommande kapitalkostnader dels i skillnad i bränslepris. Skillnaden kan uppskattas till 6–8 öre/kWh. Detta är alternativkostnaden för att byta från fossilt till biobränsle och ett byte beror därmed inte på elpriset utan styrs helt av certifikatpriset. Den nuvarande bränslekostnadsskillnaden kan med dagens skatteregler beräknas exklusive skatt, eftersom det finns en avdragsrätt för det bränsle som åtgår för elproduktionen oavsett bränsleslag. Om den elproduktionen med fossila bränslen belastas med något slag av miljöbeskattning innebär det för certifikatmarknaden att ett lägre certifikatpris är tillräckligt för att förverkliga ett bränslebyte från fossila bränslen till biobränslen.
Långsiktigt tillgängliga potentialer
De långsiktigt tillgängliga potentialerna bestäms i stor utsträckning av vilket värmeunderlag som är tillgängligt. Fjärrvärmeföreningen gjorde i mitten av 1990-talet en prognos över utbyggnaden i Sverige av fjärrvärme inklusive kraftvärme. Med utgångspunkt i den prognosen, justerad med utfallet under tiden fram till 2001, skulle produktionskapaciteten kunna byggas ut så att närmare 5 TWh
el
skulle kunna produceras, varav ca 2 TWh baserade på biobränslen.
0
1000 2000 3000 4000
1994 1995 1996 1997 1998 1999
Fullasttimmar
Kostnadsbild
Inom ramen för den studie som publicerades i Elforsks rapport ”El från nya anläggningar” 14 tog Elforsk fram en kalkylmodell för beräkning av kostnader i nya elproduktionsanläggningar. Med modellen kan man inte bara jämföra skilda produktionsanläggningar utan också variera kalkylförutsättningarna på många sätt för en given anläggning.
Energimyndigheten har för utredningen gjort beräkningar av kostnaderna för kraftvärmeanläggningar i fjärrvärmenäten. Några av resultaten redovisas i tabell 3–6.
Tabell 3–6 Elproduktionskostnaden vid några nybyggda värmekraftverk.
Anläggning
a)
A
B
C
D
Effekt, el, MW
50
25
10
50
Effekt, värme, MW
96
50
23
138
Drifttimmar/år
4500
4500
4500 4500
Alfavärde
0,52
0,50
0,44
0,36
Produktionskostnad, el, öre/kWh
b)
35
38
46
26
Källa: Energimyndigheten
a) Anläggningarna A, B och C har ångcykel, anläggning D ångcykel med rökgasåtervinning.
b) Kalkylförutsättningar: 6 % kalkylränta, 20 års avskrivning, bränslepris 10 öre/kWh.
Statligt stöd till kraftvärmeproduktion
I och med 1991 års energipolitiska beslut introducerades det statliga stödet till biobränslebaserad kraftvärme som ett medel i omställningen av energisystemet. Det första stödprogrammet ledde till investeringar på ca 4,4 mdkr varav det statliga stödet utgjorde närmare 1 mdkr. Den sammanlagda årliga beräknade produktionen i de 43 anläggningar som beviljades stöd uppgår till ca 1,6 TWh el och 3,4 TWh värme.
14 Bärring, Gustafsson, Nilsson, Ohlsson, Olsson, El från nya anläggningar. Elforsk rapport 00:01.
Målet för det nu gällande programmet för investeringsstöd till biobränsleeldad kraftvärmeproduktion är att under en femårsperiod med början den 1 juli 1997 åstadkomma en ökning av den årliga elproduktionen med minst 0,75 TWh. Stöd kan ges till både kraftvärmeverk anslutna till fjärrvärmenäten och mottrycksanläggningar i industrin. Utfallet t.o.m. år 2000 är 0,88 TWh årlig produktion, vilket överstiger målet för hela perioden 1997-2002.
3.2.3. Produktion av mottryckskraft inom industrin
Avsnittet om elproduktion i industriella mottrycksanläggningar baseras huvudsakligen på en rapport som ÅF-Energikonsult ställt samman på vårt uppdrag. Rapporten redovisas i sin helhet i bilaga 6.
Bakgrund
Mottryckskraft är el producerad tillsammans med ångvärme för industriprocess eller fjärrvärme. Vid framställning av mottryckskraft omvandlas energi i ånga med högt tryck och hög temperatur efter ångpanna till elektrisk kraft i en turbin. Resterande energi i ångan nyttiggörs som värme. Ju lägre tryck ångan har efter turbinen desto mer energi tas ut i turbinen och desto mer elkraft kan produceras.
För mottryckskraft är värmeförbrukningen efter turbinen en förutsättning som också bestämmer hur mycket el som kan produceras. Förhållandet mellan elproduktion och värmeförbrukning efter turbinen (alfa-värdet) är vid industriell mottrycksproduktion 0,15–0,25 på grund av de för processerna använda relativt höga ångtrycken. Vid kraftproduktion i fjärrvärmeanläggningar, där lägre mottryck kan användas, är motsvarande värde 0,4–0,6.
Mer än 85 % av den installerade effekten i mottrycksanläggningar finns inom massa- och pappersindustrin. Vad gäller produktionen är andelen högre, cirka 95 %. Övriga anläggningar finns främst inom järn- och stålindustrin, vid oljeraffinaderier samt inom kemisk industri.
Elproduktionen sker framför allt i fabriker för tillverkning av kemisk pappersmassa, antingen i avsalumassabruk eller i integrerade massa- och pappersbruk. I avsalumassafabrikerna baseras elproduktionen till övervägande del på förnybara interna bränslen,
returlutar och bark. I integrerade bruk baseras elproduktionen huvudsakligen på externa bränslen, såsom olja, naturgas och kol men även på biobränslen som inköpt bark och skogsbränsle. De interna bränslena svarar endast för en bråkdel av använda bränslen.
Nuläge och utvecklingsmöjligheter
Situationen år 2000
År 2000 uppgick den totala mottrycksproduktionen till 4,4 TWh 15varav ca 3,9 TWh el producerades i massaindustrins anläggningar. Av denna energimängd producerades enligt ÅF-Energikonsult ca 3,0 TWh med hjälp av förnybara bränslen, huvudsakligen massaindustrins returlutar 16. Eftersom det är i massaindustrin som elproduktionen sker med förnybara bränslen, lämnas övrig mottrycksproduktion utanför den fortsatta beskrivningen. Elproduktionen styrs av värmebehovet i massa- och pappersproduktionen. Därför har massa- och pappersindustrins struktur betydelse för möjligheterna att öka produktionen av el från förnybara bränslen i mottrycksanläggningarna.
År 2000 producerades mottryckskraft i 49 anläggningar i Sverige, varav 37 inom massa- och pappersindustrin och ytterligare ett par inom den träbearbetande industrin.
Den sammantagna produktionen av avsalumassa och papper uppgick 2000 till ca 15 milj. ton. Av denna volym utgjorde kemisk avsalumassa ca 3,5 milj. ton och papper 8,3 milj. ton, exkl. tidningspapper som huvudsakligen tillverkas av mekanisk massa. År 2000 producerades mera pappersmassa och papper i Sverige än något tidigare år.
Vid produktionsvolymen 15 milj. ton och den befintliga industristrukturen uppskattar ÅF-Energikonsult att produktionen av el i mottrycksanläggningarna kan öka från drygt 3,9 till 5,25 TWh med den utrustning anläggningarna har idag. Ökningen kan åstadkommas genom att använda energitätare bränslen dvs. genom att öka oljeandelen av bränslet inom de integrerade pappersbruken. En sådan förändring av elproduktionen skulle komma att minska
15Källa: SCB, EN 20 SM 0102.16Enligt EN 20 SM 0102 utgjorde trädbränsle, returlutar, sopor, torv 201 000 toe insatsbränsle i industriell mottrycksproduktion år 2000, vilket motsvarar ca 2,1 TWh
el
vid 90 %
verkningsgrad.
mängden el producerad med hjälp av förnybara bränslen, från 3,0 till 2,4 TWh.
Den tekniska potentialen år 2000 bedöms av ÅF-Energikonsult vara 6,8 TWh. Bedömningen utgår från att värmeunderlaget vid produktionsnivån 15 milj. ton massa och papper skulle medge en sådan elproduktion.
Möjlig elproduktion år 2010
ÅF-Energikonsult har gjort en bedömning av den möjliga mottrycksproduktionen av el i massa- och pappersindustrin år 2010 med utgångspunkt dels i en oförändrad relation mellan el och bränsle dels en ökad andel mekanisk massa av den totala produktionen av pappersmassa, som antas bli 17 milj. ton detta år. Ökningen från 15 till 17 milj. ton motsvarar ungefär den ökningstakt som produktionen haft under 1990-talet. 15 milj. ton var å andra sidan den hittills största årsproduktionen någonsin.
Elproduktionen bedöms uppgå till 4,55 TWh år 2010, med en tekniskt möjlig produktion med olja som marginalbränsle på 5,45 TWh och en teknisk potential på 7,3 TWh. Den biobränslebaserade delen av den bedömda produktionen antas vara 3,22 TWh att jämföra med 3,02 TWh år 2000. Av ökningen i mottryckskraft från 2000 till 2010, från 3,9 till 4,55 TWh, skulle 0,2 TWh komma från biobränslen och 0,45 TWh från fossila bränslen.
För att utnyttja befintliga mottrycksanläggningar till en totalt sett ökad produktion av el krävs energitätare bränslen, dvs. olja, vilket leder till en minskad produktion av el från förnybara bränslen.
Om den tekniska potentialen ska kunna utnyttjas krävs stora investeringar. Nyinvesteringar och behövliga ersättningsinvesteringar gör det möjligt att basera en större andel av elproduktionen på förnybara bränslen. Investeringskostnaden per installerad MW blir emellertid betydande.
I en rapport om biobränsle från skogen 17 och dess potentiella användning gör författarna bedömningen att den biobränslebaserade elproduktionen i massa- och pappersindustrins motrycksanläggningar i ett tioårsperspektiv skulle kunna öka med 2,3–3,3 TWh
17 C. Ekström, G. Amnell, M. Anheden, L. Eidensten, G. Kierkegaard: Biobränsle från skogen. En studie av miljökonsekvenser och olika ekonomi för olika användningar. Vattenfall Utveckling AB, juli 2001.
inom kostnaden ca 250 kr/MWh. Av den angivna produktionsökningen skulle 0,7–1 TWh kunna åstadkommas genom fullt kapacitetsutnyttjande och 1–1,7 TWh genom förbättring av ångsystemen, åtgärder som kräver inga eller små investeringar och som har korta ledtider. Produktionen av mottryckskraft i skogsindustrin skulle efter dessa åtgärder kunna uppgå till 6–7 TWh
el
.
Kostnader för utbyggnad av elproduktionen
För att kunna utnyttja den potential som ÅF-Energikonsult bedömer vara tillgänglig år 2010 måste investeringar i om- och tillbyggnad samt nybyggnad av turbiner och kringutrustning göras.
Det billigaste sättet att öka biobränslenas andel i motrycksproduktionen är att göra det möjligt att använda energitätare biobränslen. ÅF-Energikonsult förutsätter att förädlat biobränsle, pellets, kan utnyttjas. Användning av pellets, malda till träpulver, gör det möjligt att undvika stora investeringar i roster- eller bäddförsedda pannor.
Om man väljer andra biobränslen än pellets för att komplettera och ersätta olja blir kalkylen annorlunda. Kringinvesteringarna blir större i intervallet 3,2 TWh
el
och uppåt. Produktionskostnaderna
sammanfattas i tabell 3–8.
Tabell 3–8 Produktionskostnader för el i massaindustrins mottrycksanläggningar.
Elproduktion, intervall, TWh
el
Produktionskostnad kr/MWh
el
Bränsle
Åtgärder
–2,5
40
Interna bränslen
2,5–3,2
170 Inköpt flis
3,2–3,7
240
Pellets Vissa mindre investeringar
3,7–5,3
240+
Pellets
Vissa investeringar i brännare m.m.
5,3+
240+
Pellets Utbyggnad av pann- och turbinkapacitet
Uttryckt i diagramform ger tabell 3–8 följande bild:
Figur 3.5: Produktionskostnad för mottryckskraft inom massa- och pappersindustrin.
3.2.4. Vindkraft
Avsnittet om vindkraft bygger delvis på Energimyndighetens rapport till regeringen ”Vindkraft i Sverige” 18 och delvis på den driftuppföljning av vindkraftverk som genomförs i ett projekt gemensamt för Elforsk och Energimyndigheten 19.
Utveckling
De första kommersiella vindkraftverken för elproduktion i Sverige togs i drift under 1980-talet. 1988 producerades drygt 1 GWh el med vindkraft. Produktionen har därefter ökat snabbt och uppgick 2000 till 447 GWh. Av de vindkraftverk som är i drift idag sattes ett fåtal i drift före 1990. I och med att ett statligt introduktionsstöd infördes 1991 ökade utbyggnadstakten.
18 Vindkraft i Sverige. Statens energimyndighet.19 Driftuppföljning av vindkraftverk, Årsrapport 2000. Statens energimyndighet. Rapport ET 22:2001 och Elforsk Rapport 01:16.
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Mottryckskraftproduktion, GWh
Produktionspris, kr/MWh e
varav kapital
Totalt
Figur 3.6: Vindkraft i Sverige. Antal verk, installerad effekt och elproduktion.
Källa: Energiläget 2001. Energimyndigheten 2001.
Nuläge
Utvecklingen leder till att allt större vindkraftverk installeras. Figur 3.6 visar hur effekten ökat över tiden. Vid början av 1990-talet var den vanligaste storleken omkring 200 kW medan storlekar på mellan 600 och 800 kW nu är de vanligaste. Under senare år har det också blivit allt vanligare med gruppinstallationer, s.k. vindparker.
Kostnadsbild – produktionskostnader
Figur 3.7, som visar de kraftverk som nu är i drift ordnade efter ålder och effekt, illustrerar tydligt att yngre kraftverk i allmänhet har större effekt än de äldre. Produktionskostnaderna för vindkraft har successivt sjunkit i takt med att vindkraftverken blivit allt
0 100 200 300 400 500 600
1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000
Antal, MW, GWh
Antal verk (st)
Installerad effekt (MW )
Elproduktion (GWh)
större. Energimyndigheten har för arbetet med vindplanerapporten bearbetat och analyserat data från driftuppföljningen av vindkraftsproduktionen.
Figur 3.7: Vindkraftverk större än 50 kW, nu i drift, efter installerad effekt och tidpunkt för drifttagning.20
Figur 3.8: Produktionskostnader för vindkraft, exklusive stöd.
Anläggningar tagna i drift 1994–2000, öre/kWh.
Källa: Energimyndigheten.
20 Källa: Driftuppföljning av vindkraftverk. Rapport 22:2001, Statens energimyndighet. I figuren ingår ej ett utvecklingsverk på 3 MW, installerat 1993, som ännu är i drift.
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600
1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002
Driftstart
Installerad effekt, kW
0 10 20 30 40 50 60
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
År
Öre per kWh
Figur 3.8 visar hur produktionskostnaderna ändrats sedan år 1994. Uppgifterna avser de anläggningar som beviljats statligt stöd och som tagits i drift respektive år. Kostnaderna har beräknats med utgångspunkt i faktiska investeringskostnader, kalkylräntan 6 % och 20 år avskrivningstid, där kapitalkostnaderna räknats som annuitet. Investeringsstöd och driftstöd ingår ej. Avskrivningstiden 15 år höjer kostnaden med 6–7 öre/kWh. Räntan 7 % ger ca 3 öre/kWh högre produktionskostnad.
Energimyndigheten har i sin uppföljning av det kortsiktiga programmet för omställning av energisystemet 21 bl.a. redovisat resultat av investeringsstöden i vindkraft. Produktionskostnaderna för vindkraft, exklusive statliga stöd, anges i rapporten uppgå till i medeltal 40,5 öre/kWh med spridningen 28,0–47,7 öre/kWh. Uppgifterna avser samtliga vindkraftverk som beviljats investeringsstöd. Den främsta anledningen till skillnader i produktionskostnad uppges vara kraftverkets vindläge. Enligt Energimyndighetens vindplanerapport ligger produktionskostnaden för vindkraftproducerad el f.n. mellan 35 och 43 öre/kWh beroende på vindläget.
Kostnaden för havsbaserad vindkraft är högre än för landbaserad. Det beror främst på att installationerna blir mer komplicerade.
Med utgångspunkt från delvis ny teknik uppskattar Energimyndigheten den möjliga kostnadsnivån för elproduktion i vindkraftverk år 2010 till 20–26 öre/kWh.
Större anläggningar innebär inte bara effektivare utnyttjande av vindläget utan också lägre investeringskostnader per installerad kW i markanläggningar och annan kringutrustning, eventuella kostnader för förstärkning av lokal- och regionalnät oräknade.
Expansionsmöjligheter
Möjligheterna att bygga ut vindkraftproduktionen i Sverige har varit föremål för en livlig debatt under de senaste åren. Riksdagen anvisade i det energipolitiska beslutet år 1997 300 mnkr till investeringsstöd för utbyggnad av vindkraft, med målet att inom fem år uppnå en ökad produktion av vindkraft med 0,5 TWh årligen. Energimyndigheten bedömer att målet uppnås.
Vindkraftutredningen framhöll i sitt betänkande (SOU 1999:75) Rätt plats för vindkraften att det utan ett kvantitativt mål för vind-
21 Statens energimyndighet: Det kortsiktiga programmet för omställning av energisystemet. ER 12:2001.
kraftutbyggnaden är svårt att hävda vindkraftintresset i sådan fysisk planering och tillståndsprövning, där vindkraftintresset behöver vägas mot andra sedan tidigare etablerade intressen rörande mark- och vattenanvändningen. Utredningen föreslog därför att som ett planeringsmål i ett första steg borde områden redovisas med särskilt goda förutsättningar för vindkraftverk, på land och till havs, med en sammanlagd produktionskapacitet på ca 10 TWh. Utredningen föreslog också att Energimyndigheten skulle ges uppdraget att redovisa områden med särskilt goda förutsättningar för vindkraftverk och som sammanlagt bedöms ha en produktionskapacitet på ca 10 TWh.
Energimyndigheten redovisade i maj 2001 på uppdrag av regeringen förslag till planeringsmål för vindkraften i Sverige. Med planeringsmål avses i detta sammanhang en årlig produktionsvolym att sträva mot och planera nödvändiga förutsättningar efter. Ett planeringsmål utgör grunden för dels en aktiv planering och dels att definiera och värdera hinder för utbyggnad av vindkraften.
Energimyndighetens förslag till planeringsmål för vindkraften i Sverige är att på 10–15 års sikt planera för och sträva mot en årlig produktionsvolym på 10 TWh.
3.2.5. Övriga elproduktionsformer
Av andra elproduktionsformer som baseras på förnybara energikällor är det bara solel som bedöms få nämnvärd omfattning inom de närmaste decennierna.
I början av 1980-talet byggdes en av de första nätanslutna solelanläggningarna och solcellforskning med inriktning på polykristallina tunnfilmssolceller inleddes. Intresset för solceller har sedan dess vuxit både nationellt och internationellt.
I Sverige överväger idag de självförsörjande solcellsanläggningarna (fyrar, fritidsbåtar, sommarstugor m.m.) men det finns även några större nätanslutna anläggningar med solcellsmoduler. Vid projekteringen och byggnaden av ett antal bostadsprojekt i Stockholm och Malmö finns solcellsmoduler inplanerade.
På lång sikt är målet att öka andelen solel i Sveriges energisystem. För att nå det långsiktiga målet har ett antal delmål ställts upp. De är t.ex. att förbättra verkningsgrader, sänka produktionskostnader och utveckla kostnadseffektiva tillverkningsmetoder,
bredda den nationella kompetensen och skapa en positiv inställning och medvetenhet kring solceller.
Realismen och konsekvenserna av ett energisystem med 5 TWh solel har studerats i rapporten ”Solceller för Stockholms län” (STOSEB Rapport, 1997). Denna energimängd är beräknad med hänsyn till begränsningar i elnätet. Oreglerad elproduktion, som t.ex. solceller och vindkraft, kan inte få för stor del av det totala elsystemet beroende på att variationerna i produktionen för en sådan kraftkälla måste mötas med motvariation i andra kraftverk. Vattenkraft med rymliga vattenmagasin är ett mycket lämpligt kraftslag för sådan buffertreglering.
En annan förutsättning för att kunna starkt expandera andelen solel är att det finns ytor tillgängliga. Det finns både tekniska, ekonomiska och arkitektoniska fördelar med att utnyttja de ytor som finns i bebyggelse, t.ex. genom att ingen extra landyta krävs och att solel kan produceras nära behovet. Vid måttlig utbyggnad behövs ingen större förändring av elnätet under förutsättning att elen kan användas direkt. En annan fördel är att distributionsförlusterna minskar om den producerade elen kan användas nära källan.
Eltillskottet från solel har liten betydelse för certifikathandelssystemet och kostnadsbilden är fortfarande sådan att möjligheten att sälja certifikat inte är avgörande för beslut om investeringar i solelanläggningar. Sådan el bör ändå omfattas av certifikatsystemet.
3.3. Statligt stöd till småskalig elproduktion
Med småskalig elproduktion avses i detta sammanhang vindkraft och vattenkraft med en installerad effekt mindre än 1 500 kW. Även biobränslebaserad elproduktion i anläggningar mindre än 1 500 kW ingår. Dessa anläggningar är emellertid mycket få.
3.3.1. Investeringsstöd
Riksdagen anslog 1991, som en del av det energipolitiska beslutet 22250 mnkr för stöd till investeringar i vindkraftverk. Stödet skulle utgå under fem år i form av ett bidrag på 25 % av godkänd investering. År 1993 höjdes bidragsandelen till 35 % 23. Våren 1994
22Prop. 1990/91:88, bet. 1990/91:NU40, rskr 1990/91:373.23Prop. 1993/94:99, bet. 1992/93:NU20, rskr. 1992/93:137.
beslutade riksdagen 24 att teknikupphandling fr.o.m. den 1 juli 1994 skulle få prövas inom ramen för stödsystemet. I sådana fall fick stödandelen uppgå till högst 50 % av investeringsbeloppet.
Hösten 1995 anslog riksdagen ytterligare 100 mnkr att användas till investeringsstöd 25. I 1997 års energipolitiska beslut 26 anvisade riksdagen 300 mnkr för stöd till investeringar i vindkraft under fem år från den 1 juli 1997. Stödnivån sänktes då till 15 % av godkänd kostnad.
3.3.2. Driftstöd
Våren 1994 beslutade riksdagen 27 att införa ett driftstöd till vindkraft i form av ett skatteavdrag, motsvarande den allmänna energiskatten på el, den s.k. miljöbonusen. Från den 1 januari 1995 uppgick energiskatten till 9 öre/kWh. Miljöbonusen har därefter ändrats i takt med förändringarna av den allmänna energiskatten på el, till 13,8 öre den 1 juli 1997, till 15,2 öre den 1 januari 1998, till 15,1 öre den 1 januari 1999, till 16,2 öre den 1 januari 2000 och senast till 18,1 öre/kWh den 1 januari 2001. I budgetpropositionen för år 2002 föreslås att miljöbonusen för år 2002 bibehålls på nivån 18,1 öre/kWh.
Stödet är konstruerat så att elhandelsföretagen får göra ett skatteavdrag motsvarande konsumtionsskatten på el för varje kWh el som levererats av vindkraftverk. Detta belopp överförs till vindkraftverkens ägare genom avtal mellan elhandelsföretag och vindkraftproducenter. Den s.k. miljöbonusen har förlängts att gälla t.o.m. den 31 december 2001 28 och beräknas förlängas t.o.m. den 31 december 2002.
Bestämmelserna om leveranskoncession och s.k. mottagningsplikt upphörde den 1 november 1999 i enlighet med regeringens proposition om schablonberäkning på elmarknaden, m.m. (prop. 1998/99:137, bet 1999/2000:NU4, rskr. 1999/2000:1). Därmed upphörde även inköpsskyldigheten till reglerade priser enligt ellagen (1997:857), som funnits för småskalig elproduktion.
För att skapa enhetliga inköpsförhållanden för den småskaliga elproduktionen gav regeringen Affärsverket svenska kraftnät i
24Prop. 1993/94:100 bil. 13, be. 1993/94:NU17, rskr. 1993/94:356.25Prop. 1995/96:25, bet. 1995/96:FiU1, rskr.1994/95:133.26Prop. 1996/97:84, bet. 1996/97:NU12, rskr. 1996/97:272.27 Bet. 1993/94:SkU34, rskr. 1993/94:297.28 Miljöbonusen har godkänts av kommissionen t.o.m. utgången av år 2001.
uppdrag att genomföra en upphandling av småskalig elproduktion. Resultatet av upphandlingen har också utgjort ett viktigt underlag för att bedöma behovet av ytterligare stöd till den småskaliga elproduktionen. Ett sådant stöd infördes därefter i avvaktan på att ett nytt långsiktigt stödsystem skulle utvecklas (prop. 1999/2000:1 utgiftsområde 21, bet. 1999/2000:NU3, rskr. 1999/2000:115).
För el producerad i småskaliga produktionsanläggningar – sådana med en effekt mindre än 1 500 kW och som producerar el från förnybara energikällor – utgår ett särskilt bidrag under perioden den 1 november 1999 – den 31 december 2001. Stödet uppgår till 9 öre/kWh el. Stödet ska enligt regeringsbeslut gälla t.o.m. den 31 december 2002. Europeiska kommissionen har godkänt stödet för år 2001. I slutet av år 2001 ska stödet åter notifieras till kommissionen för godkännande under år 2002. Avsikten med stödet är att det delvis ska ersätta den köpskyldighet till reglerade priser som fanns fram till den 1 november 1999 samt garantera rimliga villkor för den småskaliga elproduktionen.
Stödet, som för perioden 1 november 1999 – 31 december 2000 uppgick till 248 miljoner kr administreras av Energimyndigheten. För åren 2001 och 2002 är ytterligare 210 miljoner reserverade för varje år. Utbetalningar görs kvartalsvis i efterskott.
4. Utgångspunkter
4.1. Regelverk och direktiv
4.1.1. Inledning
Det utredningsarbete som redovisas i detta betänkande har föregåtts av en interdepartemental utredning och regeringens proposition till riksdagen. Samtidigt med att utredningen pågått har flera viktiga beslut fattats inom ramen för EG:s regelverk, beslut som påverkar genomförandet av det förslag som redovisas i betänkandet.
4.1.2. Den interdepartementala arbetsgruppen
Regeringen beslutade hösten 1999 att tillsätta en interdepartemental arbetsgrupp för att se över systemet för stöd till elproduktion från förnybara energikällor. Arbetsgruppen presenterade i mars 2000 sina slutsatser i rapporten Elproduktion från förnybara energikällor – ekonomiska förutsättningar och marknadsmekanismer (Ds 2000:20).
Arbetsgruppen fann att ett kvotbaserat system, som grundas på handel med certifikat, skulle vara det av de undersökta systemen som bäst skulle fylla de krav som ställts upp. Kraven på systemet var att det skulle vara marknadsanpassat, internationellt gångbart och medge stabila spelregler oavsett statsfinansiella förhållanden. Arbetsgruppen föreslog också att en särskild utredare skulle ges uppdraget att i detalj utforma regelverket för det nya systemet. Arbetsgruppens förslag remissbehandlades vid en hearing.
4.1.3. Propositionen och riksdagens beslut
Rapporten och remissyttrandena över den ingick i underlaget för propositionen Ekonomiska förutsättningar för elproduktion från förnybara energikällor (prop. 1999/2000:134) där regeringen föreslog riktlinjer för stöd till förnybar elproduktion. Riktlinjerna innebar att ett samlat system för att främja förnybar elproduktion skulle tas fram så att det skulle kunna träda i kraft den 1 januari 2003. Systemet ska enligt riktlinjerna bygga på handel med certifikat kombinerad med en skyldighet att inkludera en viss andel förnybar el i elleverans eller elinköp.
Målet är att främja en fortsatt utbyggnad av elproduktion från förnybara energikällor med vissa miljöegenskaper och samtidigt stimulera marknadsförhållanden som skapar förutsättningar för kostnadseffektivitet och teknikutveckling utan att störa elmarknadens funktion. Det nya systemet ska införas på ett sådant sätt att rimliga konkurrensvillkor för den förnybara elproduktionen kan upprätthållas långsiktigt. I propositionen föreslogs även att en utredare skulle tillkallas med uppdrag att utforma ett system för certifikathandel baserat på kvoter för användningen av el från förnybara energikällor.
Riksdagens ställningstagande till propositionen återfinns i näringsutskottets betänkande och riksdagens beslut den 15 december 2000 (NU 2000/01:NU3, rskr 2000:111). Beslutet följde de förslag regeringen lagt fram. I motioner från (m), (kd) och (fp) anfördes argument för att systemet inte skulle införas. I motioner från (c) och (kd) föreslogs att effektgränsen för småskalig elproduktion, 1 500 kW, ska tas bort. (Mp) konstaterade i sin motion att det föreslagna systemet innebär att huvuddelen av de nuvarande stödformerna för produktion av el från förnybara energikällor kan slopas.
4.1.4. Direktiven till utredaren
Regeringen beslutade i augusti 2000 om direktiv till utredaren (dir. 2000:56). Uppdraget till utredaren är att ge förslag till de organisatoriska förändringar och författningsregleringar som det nya systemet kräver. Systemet ska utformas i enlighet med de riktlinjer som regeringen angivit i propositionen om ekonomiska förutsättningar för elproduktion från förnybara energikällor (prop. 1999/2000:134) och riksdagens ställningstaganden till rikt-
linjerna. Systemet ska utvecklas så att det kan träda i funktion den 1 januari 2003.
Det ingår i uppdraget att föreslå dels vilka som ska ansvara för de olika uppgifter som systemet medför dels vilka organisatoriska förändringar som behöver genomföras. Andra uppgifter för utredaren är att definiera vilken elproduktion som ska inkluderas i systemet och vilka miljökriterier som ska gälla för denna produktion. Utredaren ska också föreslå lämplig kvotstorlek och redovisa sina bedömningar av hur denna kvot bidrar till att generera ett lämpligt pris på certifikaten så att den önskade effekten på utvecklingen av förnybara energikällor kan uppnås. En viktig del i utredarens arbete ska även vara att undersöka och klargöra eventuella behov av komplement till detta system under en övergångsperiod, t.ex. stöd med samma funktion som investeringsstöd. Ett alternativ är att hantera dessa problem inom regelverket för rätten att utfärda certifikat.
Direktiven redovisas i sin helhet i bilaga 1.
4.1.5. EG-direktiv m.m.
Samtidigt med att utredningsarbetet pågått har EG fattat en rad beslut om direktiv som berör elproduktion från förnybara energikällor.
Dokument som är av intresse i detta sammanhang är:
Europaparlamentets och rådets direktiv 29 om främjande av el producerad från förnybara energikällor på den inre marknaden för el.
Europaparlamentets och rådets direktiv 30 2000/76/EG av den 4 december 2000 om förbränning av avfall, ”Avfallsförbränningsdirektivet”.
Gemenskapens riktlinjer för statligt stöd till skydd för miljön (2001/C37/03) 31 ”EG:s statsstödsregler”.
EG-domstolens beslut om förhandsdom rörande visst stöd till elproduktion från förnybara energikällor.
29 Direktivet hade i början av oktober 2001 ännu ej publicerats i EGT.30 Europaparlamentets och rådets direktiv 2000/76/EG av den 4 december om förbränning av avfall. EGT 28/12 2000 s. 91.31 EGT C 37 3.2.2001 s.3.
Direktivet om främjande av el producerad från förnybara energikällor
Kommissionen lade i maj 2000 fram förslag om ett direktiv med syfte att främja el producerad från förnybara energikällor 32. Förslaget föregicks av en grönbok och en vitbok om främjande av förnybara energikällor. I vitboken 33 beskrevs behovet av att öka de förnybara energikällornas andel av energitillförseln inom unionen från 6 till 12 % under perioden 1997–2010.
Europaparlamentet och rådet påbörjade behandlingen av förslaget till direktiv under hösten 2000 och behandlingen slutfördes under det svenska ordförandeskapet våren 2001. Det gemensamma beslutet om direktivet, som fattades genom en skriftlig procedur den 7 augusti 200134 , innehåller bl.a. följande punkter:
Främjande av el från förnybara energikällor är en viktig prioritering för gemenskapen och utgör en viktig del av de åtgärdspaket som behövs för att uppfylla Kyoto-protokollet.
Medlemsstaterna måste ställa upp nationella vägledande mål för användningen av el från förnybara energikällor.
Det behövs en ursprungsgaranti för el producerad från förnybara energikällor för att underlätta handeln med el. Medlemsstaterna behöver inte erkänna köp av en ursprungsgaranti från andra medlemsstater som ett bidrag för att uppfylla de nationella kvoterna.
Övergångstiden från nationella stödsystem till ett gemensamt system kräver en lång övergångstid, minst sju år efter beslut om ett eventuellt införande av ett gemensamt stödsystem.
Medlemsstaterna ska säkerställa att överföring och distribution av el från förnybara energikällor garanteras.
De som ansvarar för drift av överföringsnät och distributionsnät ska utarbeta och offentliggöra standardiserade regler för fördelningen av kostnader för systeminstallationer, t.ex. nätanslutningar och nätförstärkningar, mellan alla producenter som drar nytta av dem.
32 EGT C 311 E, 31.12.2000, s 320 och EGT C 154 E, 29.5.2001, s 89.33 Energi för framtiden – förnybara energikällor. Den 18 juni 1998. EGT C210.34 PE-CONS 3648/01.
Direktivet om förbränning av avfall
Den 4 december 2000 beslutade Europaparlamentet och rådet om ändringar i reglerna för förbränning av avfall. Direktivet trädde i kraft den 28 december 2000 och medlemsstaterna ska sätta i kraft de lagar och andra författningar som är nödvändiga för att följa direktivet senast den 28 december 2002. Det huvudsakliga syftet med reglerna är att, så långt som det är praktiskt möjligt, förhindra eller förebygga de negativa effekterna på miljön av förbränning och sameldning av avfall. Direktivet har betydelse för produktionen av el från förnybara energikällor på så sätt att anläggningar som använder vissa slag av bränslen är undantagna från reglerna.
Statsstödsreglerna
I december 2000 beslutade kommissionen om gemenskapens riktlinjer för statligt stöd till skydd för miljön. Reglerna trädde i kraft den 3 februari 2001 och tillämpas t.o.m. den 31 december 2007 om de inte ändras dessförinnan.
Reglerna har betydelse för utformningen av certifikathandelssystem på så sätt att certifikatsystem anges som en av fyra tänkbara modeller för stöd till förnybar energi. De fyra modellerna är:
Stöd som kompenserar skillnaden mellan produktionskostnaderna för de förnybara energikällorna och marknadspriset för den berörda energin. Det eventuella driftsstödet kan i så fall bara medges för avskrivning av anläggningarna. För den energi som anläggningen producerar därutöver kan det inte lämnas något stöd.
Medlemsstaterna kan bevilja stöd till förnybara energikällor genom att utnyttja marknadsmekanismerna, såsom gröna certifikat eller anbudssystem. Genom dessa system kan producenterna av förnybar energi indirekt få en garanterad efterfrågan på den energi de producerar, till ett högre pris än marknadspriset på konventionell energi. Priset på gröna certifikat är inte fastställt på förhand, utan är ett resultat av förhållandet mellan utbud och efterfrågan.
Medlemsstaterna kan bevilja driftsstöd för nya anläggningar för produktion av förnybar energi, beräknat på grundval av de externa kostnader som undvikits. Dessa kostnader ska beräknas på grundval av skillnaden mellan de externa kostnader som åsamkats och inte betalats av producenterna av förnybar energi å ena sidan och
de externa kostnader som åsamkats och inte betalats av producenterna av icke förnybar energi å andra sidan.
Medlemsstaterna bibehåller möjligheten att bevilja driftsstöd i enlighet med de allmänna bestämmelserna om driftsstöd, dvs. allt driftsstöd som är degressivt får inte beviljas för mer än fem år. Icke degressivt stöd kan beviljas i högst fem år, och stödnivån är begränsad till 50 % av merkostnaderna.
EG-domstolens förhandsdom om visst stöd
Den 13 mars 2001 beslutade europeiska gemenskapernas domstol (EG-domstolen) i ett rättsfall av principiellt intresse för stöd till produktionen av el från förnybara energikällor (mål C-379/98). Domen var föranledd av en begäran om ett förhandsavgörande från Landgericht Kiel i Tyskland om tillämpningen av den tyska lagen om inmatning av el från förnybara energikällor i det allmänna nätet, Stromeinspeisungsgesetz, och dess förenlighet med regler om statsstöd i EU-fördraget.
Domstolen beslutade att en reglering i en medlemsstat enligt vilken privata elförsörjningsföretag åläggs en skyldighet att köpa den el som inom deras försörjningsområde produceras från förnybara energikällor, och detta till minimipriser som överstiger denna els faktiska ekonomiska värde, och enligt vilken den ekonomiska börda som nämnda skyldighet medför fördelas mellan dessa elförsörjningsföretag och de privata elnätoperatörerna i föregående distributionsled, utgör inte ett statligt stöd i den mening som avses i artikel 92.1 i EG-fördraget (nu artikel 87.1 EG i ändrad lydelse).
Domen innebär att enligt nu gällande gemenskapsbestämmelser rörande elmarknaden är en sådan reglering som Stromeinspeisungsgesetz, i dess ändrade lydelse, inte oförenlig med artikel 30 i EG-fördraget (nu artikel 28 EG i ändrad lydelse).
4.2. Basen – en avreglerad och internationell elmarknad
Sverige hade fram till den 1 januari 1996 en nationell elmarknad med företag som verkade i monopol. Även före år 1996 förekom ett kraftutbyte mellan länderna, i form av att kraftproducenterna optimerade sin produktion. Prissättningen var kostnadsorienterad. Det fanns en stor andel kommunalt ägda energiföretag. Prissättningen av el för dessa företag var en kommunal fråga, vilken avgjordes i kommunfullmäktige. De företag som valde att investera i kraftvärme kunde på detta sätt säkerställa en intäktsnivå för producerad el.
Under 1990-talet genomfördes stora strukturella förändringar på elmarknaderna i de nordiska länderna. Norge, Sverige och Finland har genomfört en fullständig avreglering. Danmark har inlett sin avregleringsprocess och genomför det sista steget den 1 januari 2003 i enlighet med EU: s elmarknadsdirektiv.
Den fria elmarknaden har inneburit framväxt av en gemensam nordisk elmarknad och en utvecklad elhandel inom länderna och mellan länderna. En gemensam handelsplats i form av Nord Pool har skapats. På Nord Pool finns idag en handel med stor likviditet i både spothandel, terminer och balanskraft.
Spotmarknaden är en handel med fysiska timkontrakt för leverans nästa dygn. Handeln sker i form av en auktion. De dagliga elspotauktionerna på elbörsen ger en transparent prisfastställelse för hela den nordiska elmarknaden. Genom regler om informationsskyldighet säkerställs att alla aktörer får tillgång till basinformation som är väsentlig för marknaden. Aktörer på spotmarknaden är producenter, elhandlare och större slutanvändare. En bild över de historiska priserna på spotmarknaden visas i figur 4.1.
Terminsmarknaden har växt i betydelse som prisindikator för framtida elleveranser. Även avslut som görs utanför terminsmarknaden prissätts mycket nära Nord Pools priser. Det är nu möjligt att köpa s.k. forwardkontrakt för kommande tre leveransår. Terminspriset uttrycker priset för en helt jämn lastprofil under året uttryckt i NOK per MWh. För att komma till slutkundsnivå ska alltså terminspriset justeras med valutarisk, kundens lastprofil, balansansvar och ett kombinerat vinst– och administrationstillägg. Ur ett slutkundsperspektiv är således terminspriserna på Nord Pool ej helt lättolkade för att avgöra ett eget agerande. Totalt sett innebär dock utvecklingen av den nordiska elmarknaden och fram-
växten av den officiella handelsplatsen Nord Pool att det skapats transparenta och tillförlitliga elpriser. Utvecklingen karakteriseras också av starkt sänkta elpriser och sjunkande marginaler för elföretagen under perioden 1997–2000. Under denna period var den totala vattenkraftproduktionen i det nordiska produktionssystemet hög eller mycket hög på grund av stora nederbördsmängder.
Figur 4.1: Spotmarknaden för el, jan 1996–sep 2001. Kr/MWh.
Källa: Nord Pool ASA.
Utvecklingen på den nordiska elmarknaden har förändrat riskbilden för investerare radikalt. Elpriserna sätts nu i skärningspunkten mellan utbud och efterfrågan på en marknad. El har blivit en internationell handelsvara med en marknadsmässig inverkan på prisbildningen. En investerare måste se en tillräcklig elprisnivå under ett antal år för att kunna motivera en investering på rent kommersiella grunder.
Framväxten av en gemensam nordisk elmarknad har gått hand i hand med en strukturomvandling av den svenska elsektorn. Nya aktörer såsom oljebolag har tillkommit förutom att andra internationellt verksamma energiföretag har kommit in på elmarknaden. Flera mindre elföretag har valt att samverka inom affärsområdena elhandel och elproduktion. Vidare har en hel del uppköp skett inte minst av kommunala energiföretag. De stora svenska energiföreta-
0 50 100 150 200 250 300 350
J a nua ry
Fe brua ry
Mar c h
Ap ri l
May
J une
Ju ly
A ugus t
Se pt e m be r
O c tobe r
N o vem b e r
D ecem b e r
Sweden 20
Sweden 20
Sweden 19
Sweden 19
Sweden 19
Sweden 19
gen agerar alltmer internationellt och genomför fusioner och uppköp i Norden och i Nordeuropa för att stärka sina positioner.
För att kunna motivera investeringar i ny elproduktionskapacitet från förnybara energikällor krävs ofta en premie där fördelarna uttrycks i någon typ av miljöinstrument såsom elcertifikat, som kan ge producenten ytterligare intäkter. Det finns också en trend att utveckling av och investeringar i el från förnybara energikällor lockar internationellt verksamma företag. När det gäller ny vindkraft diskuteras nu oftast havsbaserade vindkraftparker, som kan betecknas som industriell verksamhet.
Elmarknaden liknar därmed annan internationell konkurrensutsatt näringsverksamhet. Det går inte att tala om en svensk elmarknad längre. Alla åtgärder inom områdena styrmedel och stöd till forskning och utveckling måste kunna verka i en avreglerad och internationell miljö.
5. Förslag till certifikatsystem
Vi har fått i uppdrag att utforma ett system för handel med certifikat som baseras på kvoter för användningen av el från förnybara energikällor. Enligt direktivet ska systemet utformas så att det uppfyller de mål som i enlighet med gällande politiska riktlinjer på området bör vara vägledande för en modell för stöd till förnybar elproduktion. Dessa mål är att främja nyetablering av elproduktion från förnybara energikällor, att stimulera teknikutveckling och kostnadseffektivitet, att skapa rimliga villkor för befintliga anläggningar, att undvika störningar i elmarknadens funktion, att skapa stabila spelregler oberoende av statsfinansiella förhållanden och att möjliggöra internationell harmonisering.
Förslaget i det följande uppfyller enligt vår bedömning de mål och krav som ställs i direktivet. Vi har vid förslagets utformning fäst stor vikt vid möjligheterna till internationell harmonisering. En internationell harmonisering är avgörande för förutsättningarna att kunna åstadkomma en effektiv konkurrens mellan olika former av el från förnybara energikällor. Förslaget innebär en startpunkt på ett arbete som har målsättningen att tillsammans med övriga nordiska länder och andra nationer inom EU utveckla ett regelverk som medger en kvotbaserad certifikathandel med flera deltagande länder. Eftersom det kvotbaserade certifikatsystemet ska verka tillsammans med en avreglerad elmarknad borde möjligheter finnas att i ett tidigt skede utveckla en gemensam certifikatmarknad med de länder som deltar i den gemensamma nordiska elmarknaden. Av den omvärldsanalys som vi gjort framgår det att bl.a. Nederländerna, Belgien och Storbritannien har infört respektive står i begrepp att införa kvotbaserade certifikatsystem.
Ett internationellt system för handel med kvotbaserade certifikat innebär att det finns deltagande länder och aktörer med skilda förutsättningar, vilket i sig är ett gynnsamt utgångsläge för handel. Ett sådant system innehåller också ett stort antal aktörer både på sälj-
sidan och på köpsidan vilket innebär goda förutsättningar för en väl fungerande marknad.
Det är vår uppfattning att den el som produceras från förnybara energikällor och som står utanför elcertifikatsystemet bör kunna ursprungsmärkas eller certifieras för att på så sätt kunna tydliggöra och dra nytta av de miljöfördelar som sådan produktion innebär. För närvarande finns flera system för miljömärkning av elproduktion. Svenska naturskyddsföreningens Bra miljöval är ett system. RECS-systemet, som beskrivits i avsnitt 2.4 tillhandahåller ett certifikatsystem där internationell harmonisering eftersträvas. Flera av elementen i detta system lämpar sig väl att införliva i eller anpassa till elcertifikatsystemet.
Det föreslagna certifikatsystemet är avsett att verka under en relativt lång tidsperiod för att ge de ingående kraftslagen möjlighet att utvecklas och bli konkurrenskraftiga med annan elproduktion. I det följande lämnas ett förslag till ett kvotbaserat nationellt certifikatsystem. Tidshorisonten för förslaget är år 2010. Vi bedömer att det är en tillräckligt avlägsen tidshorisont för att aktörerna ska uppfatta systemet som stabilt. Kvotkrav efter denna tidpunkt kommer att fastställas av riksdagen i samband med att regeringen överlämnar nya energipolitiska propositioner.
5.1. Förslaget – helhetsbeskrivning och motiv
Ett kvotbaserat svenskt certifikatsystem för att främja elproduktion från förnybara energikällor införs den 1 januari 2003. Den s.k. kvotplikten åläggs formellt slutkunderna. I de fall slutkunden inte aktivt väljer att fullgöra sin kvotplikt övergår kvotplikten till slutkundens elleverantör. En sanktionsavgift införs, som är 150 % av det volymvägda medelvärdet av certifikatpriset under perioden 1 april – 31 mars. Sanktionsavgiften får dock ej överstiga 200 kr/certifikat avseende perioden 2003–2007. Sanktionsavgiftens uppgift är att vara straffet för ej uppfylld kvotplikt. Samtidigt utgör sanktionen ett pristak för certifikaten och därmed ett slags konsumentskydd. Dessutom införs under en inledande femårsperiod en avtagande prisgaranti (golv). Prisgarantin utgör under introduktionsfasens fem år en statlig garanti för producenter av el från förnybara energikällor att erhålla ett lägsta pris för certifikaten.
Under den inledande femårsperioden införs också en övergångslösning för befintliga vindkraftverk tagna i drift före 1 januari 2003. Syftet med övergångsreglerna är att säkerställa produktion från befintliga vindkraftverk samt att ge ägarna till befintliga vindkraftverk rimliga återbetalningstider för gjorda investeringar. Vidare föreslås att den nuvarande subventionen av nätkostnader för småskaliga produktionsanläggningar med en effekt om högst 1 500 kW tas bort. Under en övergångsperiod t.o.m. år 2010 utgår ett separat stöd till befintliga småskaliga produktionsanläggningar. Frågan om kvotplikt för den s.k. elintensiva industrin har hänskjutits till år 2003, då det finns ett allsidigt beslutsunderlag tillgängligt från Skattenedsättningskommittén. För tiden fram till att dessa samlade bedömningar kan göras föreslår vi att anläggningar inom elintensiv industri (massa- och pappersindustri, kemisk industri, stål- och metallverk samt gruvindustri) med en abonnemangseffekt överstigande 10 MW tilldelas kvotplikten noll.
Vår övergripande uppgift är att utforma ett system för certifikathandel baserat på kvoter för användningen av el från förnybara energikällor. Det innebär att Sverige står inför en omställning av formerna för att stödja el från förnybara energikällor.
Riksdagens energibeslut år 1997 innehöll det s.k. korta och det s.k. långa programmet. Det långa programmet löper t.o.m. år 2005, och har fokus på forskning och utveckling, medan det korta programmet löper åren 1997–2002 och innehåller ett antal åtgärder för att främja utvecklingen av elproduktion från förnybara energikällor, bl.a. investeringsstöd. Investeringsstöden är 15 % för vindkraft och småskalig vattenkraft och 25 % för biobränslebaserad elproduktion i kraftvärmeverk och industriella mottrycksanläggningar. I budgetpropositionen för 2002 föreslår regeringen att nivån för vattenkraft och vindkraft sänks till 10 procent. För den småskaliga elproduktionen från vatten- och vindkraftverk med en effekt mindre än 1,5 MW finns dessutom driftbidrag. Under åren 2001 och 2002 är driftbidraget 9 öre/kWh för dessa anläggningar. För vindkraftanläggningar med en effekt mindre än 1,5 MW utgår dessutom en s.k. miljöbonus som motsvarar den allmänna energiskatten på el, dvs. 18,1 öre/kWh för år 2001. En förenklad karakterisering av nuvarande stöd kan således göras på följande sätt:
Tabell 5–1 Statligt stöd till produktion av el från förnybara energikällor, 2001.
Anläggningstyp Investeringsbidrag Driftbidrag år 2001 Biobränslebaserad kraftvärme
25 %
–
Vattenkraft (<1,5 MW) 15 %
9 öre/kWh
Vindkraft (< 1,5 MW) 15 % 27,1 öre/kWh
Av tabell 5–1 framgår att profilen för nuvarande stöd varierar mellan kraftslagen. Biobränslebaserad kraftvärme får enbart investeringsstöd. För vindkraftens vidkommande är profilen den motsatta, dvs. driftbidraget dominerar.
Under den gångna femårsperioden har elmarknaden avreglerats och internationaliserats. Prisbildningen sker på en nordisk nivå och elpriset bestäms såsom jämviktspriset mellan utbud och efterfrågan. Våra direktiv speglar en ambition att inom fastställda ramar utforma marknadsmässiga styrmedel för att främja elproduktion från förnybara energikällor. Sammantaget blir konsekvenserna en ny situation för den svenska elmarknadens aktörer. Investerare och producenter av el från förnybara energikällor får framöver göra en bedömning av utvecklingen på två separata marknader för sina investerings- och driftbeslut. För kunderna innebär det att kostnaderna för att främja el från förnybara energikällor tydliggörs i anslutning till elinköpet och inte såsom nu betalas via skattsedeln.
Övergången till marknadslösningar för att främja el från förnybara energikällor innebär att förutsättningar skapas för en effektiv konkurrens mellan olika former av el från förnybara energikällor. En effektiv konkurrens leder till kostnadseffektivitet och till framkomsten av nya tekniska lösningar. Målsättningarna för det svenska energisystemet liksom för hela det europeiska energisystemet är att öka andelen el från förnybara energikällor. För att uppnå dessa mål är effektivitet i vid mening nödvändig för att minimera kostnaderna.
I detta avsnitt återfinns förslaget till ett svenskt certifikatsystem. Det föreslagna systemet för handel med certifikat bygger på ett tvång för användare av el eller deras företrädare att anskaffa en viss mängd certifikat.
I ett utbyggt certifikatsystem kommer den totala intäkten för en producent av el som deltar i handelssystemet att bestå av summan av elpris och det pris som erhålls för försålda certifikat. Det är
dessa båda intäkter som ska täcka producentens produktionskostnad inkl. avkastningskrav. Om elpriset stiger behövs ett mindre tillskott från certifikatintäkterna för att ge oförändrat ekonomiskt utfall för producenten. Likaså kan de framtida produktionskostnaderna för elproduktion från förnybara energikällor komma att minska på grund av konkurrens och teknisk utveckling. Det minskar också behovet av certifikatintäkt vid oförändrat elpris.
De motiv och överväganden som beskrivs i detta avsnitt har följande innehåll:
Motiven för certifikat i förhållande till nationella och internationella målsättningar.
Förutsättningar för att uppnå en nordisk och en europeisk marknad för kvotbaserade certifikat under de närmaste fem åren.
Förslag till en nationell kvotbaserad marknad den 1 januari 2003 – med övergångslösningar.
5.1.1. Motiven för certifikat i förhållande till nationella och internationella målsättningar
Vår slutsats är att ett kvotbaserat system för handel med certifikat för el från förnybara energikällor är ett effektivt sätt att uppnå målsättningen om en större elproduktion från förnybara energikällor.
Vår huvuduppgift är att skapa ett system för handel med certifikat i syfte att stimulera utbyggnaden av elproduktion från förnybara energikällor. Eftersom certifikat är ett generellt styrmedel är det också väsentligt att beakta såväl samspelet med andra generella och riktade styrmedel som de nationella och internationella mål och åtaganden som ska uppfyllas.
De nationella miljökvalitetsmålen antogs av riksdagen i april 1999 (prop. 1997/98:145 Svenska miljömål, bet. 1998/99:MJU6, rskr. 1998/99:183). Målen preciserar vilket miljötillstånd som ska vara uppnått inom en generation. De omfattar hälso-, kultur- och annan miljöpåverkan. Målen syftar till en ekologiskt hållbar utveckling, definierar de ekologiska aspekterna och ska ge ledning för att bedöma vad en hållbar utveckling innebär. De femton miljömålen beskriver vilket tillstånd miljön måste befinna sig i för att vi ska ha en hållbar utveckling. Delmålen utgör utgångspunkter för att precisera mål och strategier såväl geografiskt som inom olika samhällssektorer. Målet om en ”Begränsad klimatpåverkan” är ett av de svåraste målen att uppnå och tvingar oss att tänka i ett
mycket långt tidsperspektiv. Det svenska målet om begränsad klimatpåverkan har sin internationella grund i klimatkonventionen35.
Kyoto-protokollet anger kvantitativa åtaganden för industriländerna att minska eller begränsa utsläppen av växthusgaser. Sammantaget innebär protokollet att utsläppen från industriländerna ska minska med 5 % från basåret 1990 till och med perioden 2008– 2012. EU ska minska utsläppen med 8 %. Här har EU-länderna åtagit sig att dela på den börda som avtalet innebär för tiden fram till och med 2008–2012. Energisektorns utmaning är att stimulera en utveckling i riktning mot ett ekologiskt och ekonomiskt uthålligt energisystem. Reduktion av koldioxidutsläppen är den enskilt mest betydelsefulla åtgärden för energisektorn eftersom den bidrar till att målet om en begränsad klimatpåverkan kan nås.
EU stödjer en utveckling med målet att öka andelen energi från förnybara energikällor från 6 % 1990 till 12 % år 2010. För elsektorn har denna ambition förverkligats i direktivet om främjande av el producerad från förnybara energikällor36. Innehållet i direktivet beskrivs närmare i kapitel 4.
Den svenska energipolitikens mål är att trygga tillgången på el och annan energi på med omvärlden konkurrenskraftiga villkor. Energipolitiken ska skapa villkoren för en effektiv energianvändning och en kostnadseffektiv svensk energiförsörjning med låg negativ påverkan på hälsa, miljö och klimat samt underlätta omställningen till ett ekologiskt uthålligt samhälle. Härigenom främjas en god ekonomisk och social utveckling i Sverige.
En konsekvens av energi- och miljöpolitikens inriktning är att den svenska energisektorn alltså samtidigt ska sträva mot målen:
En ökad andel el från förnybara energikällor
Minskade utsläpp av växthusgaser, främst koldioxid
Dessa båda mål har samma inriktning men är inte identiska till sin karaktär. Målen kan också kräva olika styrmedel för att man på ett effektivt sätt ska kunna uppnå målen. Metoder som kan användas/används inom kraftsektorn för att uppnå ovanstående mål:
Skatter – energi-, CO
2
- och svavelskatt
35 Klimatkonventionen: United Nations Framework Convention on Climate change.36 Kommissionens förslag 10 maj 2000, KOM(2000) 279 slutlig; Rådets Gemensamma ståndpunkt 28 mars 2001 i Parlamentets beslut den 4 juli 2001.
Miljöavgifter – NOx- avgift 37
Investerings- och driftbidrag
Flexibla mekanismer – handel med utsläppsrätter, gemensamt genomförande (JI) och mekanismen för en ren utveckling (CDM)
Certifikat
Långsiktiga avtal
Fram till mitten av 1990-talet då Sverige hade en elmarknad i monopol och miljöfrågorna hade ett lokalt och regionalt perspektiv utgjordes styrmedlen av skatter, avgifter och bidrag av olika slag. Därefter har de flexibla mekanismerna och certifikathandel fått ökad aktualitet genom klimatfrågornas internationella karaktär och genom att energimarknaderna avreglerats och internationaliserats.
Investerings- och driftbidrag är styrmedel som inriktas mot utvalda tekniker. Det finns en inbyggd fara i att såväl investeringssom driftbidrag varken leder till teknikutveckling eller till en effektivitetsskapande konkurrens mellan olika tekniker. Om bidragen ligger på en hög nivå kan de också vara utvecklingshämmande och kostnadsdrivande för den specifika tekniken. Vindkraftindustrins reaktion på ändringen 1997 i Energimyndighetens regler för investeringsstöd till vindkraft visar på sådana tendenser. Samtidigt som bidragsnivån för investeringar sänktes från 35 % till 15 % sjönk den bidragsgrundande kostnadsnivån 38.
Det är rimligt att anta att det på både den nationella nivån och den internationella nivån kommer att utvecklas en ömsesidig påverkan och kanske också en konkurrens mellan framförallt kvotbaserade certifikat och utsläppsrätter för CO
239. En avgörande
skillnad är att de senare direkt påverkar utsläppen av växthusgaser medan certifikaten har en indirekt påverkan. Denna indirekta påverkan innebär att el från förnybara energikällor kommer att slå ut el från fossilbaserade energikällor. De båda styrmedlen fungerar också något olika gentemot energieffektivisering som en annan möjlighet att reducera utsläppen av växthusgaser.
37 NO
x
-avgiften är ett exempel på en miljöavgift. Dess användning syftar emellertid till andra
mål än de här angivna.38 En del av effekten beror sannolikt på att de nya bidragsreglerna ställer högre krav på kostnadseffektivitet. Miljöbonusen höjdes också betydligt under denna period: från 9,7 öre/kWh år 1996 till 15,2 öre/kWh år 1998.39 Se E. S. Amundsen, J. B. Mortensen: The Danish Green Certificate System: some simple analytical results. Energy Economics 23 (2001) sid. 489–509.
För att få ett rationellt utnyttjande av den nordiska produktionsapparaten som leder till minimal miljöpåverkan krävs en harmonisering av skatter och miljöavgifter i Norden.
Den nuvarande elproduktionen i Sverige har mycket små utsläpp av växthusgaser jämfört med elproduktionen på kontinenten. Sverige står på lång sikt inför den dubbla utmaningen att uppfylla internationella åtaganden om växthusgaser samtidigt som kärnkraftens andel av eltillförseln ska minska. Forskningsprojekt på nordisk nivå 40 visar att det finns samhällsekonomiska vinster av att göra en nordisk ”bubbla” och tillåta fri handel med el och utsläppsrätter jämfört med ett fall där varje nation försöker klara sina egna åtaganden. För att långsiktigt och effektivt klara en omställning av den svenska elproduktionen är det önskvärt att certifikatsystemet kompletteras med åtminstone ett nordiskt och helst ett internationellt system för handel med utsläppsrätter. Ett isolerat svenskt system för utsläppsrätter inom elsektorn skulle troligen få mycket små effekter.
Starkt koncentrerat kan certifikatsystemet karaktäriseras på följande sätt:
Överbryggar skillnaden mellan samhällsekonomisk lönsamhet och företagsekonomisk lönsamhet
Utgör en marknadsmässig lösning på behovet att internalisera miljöfördelar i priset, med möjlighet för det politiska systemet att ange målsättningar
Utgör en marknadslösning som kan samverka med en avreglerad och internationell elmarknad utan att störa elmarknadens funktion
Är en generell metod för att främja produktion av el från förnybara energikällor som stimulerar till kostnadseffektivitet och teknikutveckling genom att befrämja konkurrens mellan förnybara kraftslag.
Certifikaten är alltså ett medel som främst anknyter till målet om att öka andelen el från förnybara energikällor. Syftet med detta mål är att på lång sikt uppnå ett uthålligt energisystem byggt på förnybara energikällor. För Sveriges del är en sådan utveckling avgörande för att klara elsystemets omställning i samband med att kärnkraften kommer att fasas ut. Sverige behöver alltså samtidigt agera för att införa medel som direkt leder till minskade utsläpp av växthusgaser
40 NORDLEDEN, Chalmers Inst. för energiteknik, Avd. för systemanalys, mars 2000.
(handel med utsläppsrätter) och medel som skapar ett långsiktigt hållbart elsystem (certifikat).
Även om certifikat ej funnits som benämning på miljöfördelarna hos el producerad från förnybara energikällor har det under åren sedan elmarknaden avreglerades funnits olika frivilliga initiativ som erbjudits elkunderna. De sammantagna erfarenheterna av dessa strävanden är att betalningsviljan hos elkunderna för just dessa egenskaper har varit svag. Den har i varje fall inte varit på nivåer som kan överbrygga skillnaden mellan de företagsekonomiska och samhällsekonomiska kostnaderna för att skapa tillkommande elproduktion baserad på förnybara energikällor. Vår slutsats är därför, i likhet med regeringens och riksdagens, att det krävs ett tvång, dvs. ett kvotbaserat certifikatsystem, för att få till stånd ett främjande av produktionen av el från förnybara energikällor som kan ersätta dagens stödsystem, som omfattar investeringsstöd, driftstöd, skattesubventioner och nätanknutna subventioner.
5.1.2. Förutsättningar för att uppnå en nordisk och en europeisk marknad för kvotbaserade certifikat
En idealisk situation skulle innebära en kvotbaserad certifikathandel på minst en europeisk nivå. Ett europeiskt system innebär också att det finns deltagande länder och aktörer med skilda förutsättningar, vilket i sig är ett gynnsamt utgångsläge för handel. Ett europeiskt system som innehåller ett stort antal aktörer både på säljsidan och på köpsidan innebär goda förutsättningar för en väl fungerande marknad. Systemet skulle bygga på ett gemensamt regelverk.
De certifikat som avses i denna utredning baseras på införande av kvoter. Det betyder att någon aktör av staten åläggs en skyldighet att inneha certifikat. Handeln som sker med kvotbaserade certifikat baseras på kvotskyldigheten. Trots att det finns ett antal delfrågor att lösa vid utformningen av ett sådant nationellt system finns inga svårbemästrade juridiska problem vid ett införande. Riksdag och regering beslutar om systemets utformning och de rättigheter och skyldigheter som finns förknippade med systemet. När det gäller möjligheterna att införa en internationell handel med kvotbaserade certifikat finns däremot ett antal frågor, som kräver uppmärksamhet och överenskommelser mellan de stater som ska omfattas av systemet. Exempel på sådana frågor är:
Principutformning av det internationella systemet
Frågan om hur olika nationella stödnivåer ska beaktas
Vilket land ska få den ”politiska krediten”, dvs. kunna tillgodoräkna sig möjligheten till måluppfyllelse, om certifikatet produceras och konsumeras i olika länder?
Utvecklingen inom EU
Kommissionen har arbetat med frågan om en harmonisering av ett kvotbaserat certifikatsystem i samband med förslaget till direktivet om elproduktion från förnybara energikällor. I direktivet finns inget förslag eller någon skiss till hur ett sådant system kan komma att utformas. Enligt direktivet ska kommissionen inom fyra år efter det att direktivet trätt i kraft utvärdera och rapportera tillämpningen av de nationella systemen. Om kommissionen finner att det behövs, kan den föreslå ett gemensamt stödsystem som i praktiken kan införas tidigast 2013.
Kvotbaserade certifikat kan karakteriseras som generella stödsystem med en marknadsfunktion inom det regelverk, som lagts fast av riksdag och regering. Certifikatsystemet och en avreglerad elmarknad har ett samband i det att certifikatsystemet ska komplettera de intäkter elmarknaden tillhandahåller.
Vid EU-toppmötet i Sevilla i mars 2001 diskuterades tidplanen för en kommande marknadsöppning av elmarknaden. Arbetet med direktiven på området går vidare men en slutsats är att det finns tecken som tyder på att avregleringen av elmarknaden inte kommer att vara fullt ut genomförd inom hela EU inom den närmaste femårsperioden.
Stora medlemsländer såsom Tyskland, Frankrike och Spanien väljer för närvarande att införa s.k. fasta tariffer för vindkraft41 i motsats till den introduktion av marknadsorienterade stödsystem som nu sker i bl.a. Sverige, Danmark, Storbritannien och Belgien.
Möjligheter till en harmonisering inom Norden
De fyra nordiska länderna Danmark, Norge, Finland och Sverige har integrerat sina elmarknader alltmer. Idag finns en gemensam nordisk elmarknad med väl fungerande prisbildning. Här finns en
41 För närmare detaljer om systemen i respektive land, se kapitel 2.
gynnsam förutsättning för att bygga ett gemensamt kvotbaserat certifikatsystem. Däremot framgår det av beskrivningen i kapitel 2 att det finns stora skillnader inte bara mellan de olika ländernas energisystem utan också mellan de fyra staternas metoder att främja produktionen av el från förnybara energikällor.
Även om intresset för och utvecklingen av system för certifikathandel ännu inte kommit till samma stadium i Norge och Finland som i Sverige och Danmark ser vi en möjlighet att även dessa länder snart kan ingå i en gemensam nordisk certifikathandel. Det är kanske lättare att få till stånd ett harmoniserat system tillsammans med Norge och Finland, som ännu inte lagt fast några riktlinjer för ett sådant, än med länder som redan kommit långt i införandet av egna, nationella system.
I teknisk mening är Danmark det nordiska land som ligger närmast Sverige i ambitionen att införa kvotbaserade certifikat. Men det finns också specifika nationella övergångsregler och stödnivåer, som gör det svårt att direkt harmonisera ett svenskt och ett danskt system. Ett tecken på svårigheterna är de danska reglerna för tillgodoräknande av import av el från förnybara energikällor42 .
Danmark kommer att införa ett kvotbaserat certifikatsystem. Men på grund av omfattande och långvariga övergångsregler för befintlig vindkraft kommer det att bli en relativt begränsad marknad för certifikat under de första fem till tio åren.
Det norska Olje- och energidepartementet har under år 2001 på begäran av Stortinget startat en generell studie av ett kvotbaserat certifikatsystem. Rapporten till Stortinget ska ske lämnas i början på av år 2002. Därefter avgörs frågan om det ska bli en officiell norsk utredning om certifikat.
Bilaterala överenskommelser mellan Sverige och andra länder – en större gemensam marknad för kvotbaserade certifikat
Mot bakgrund av beskrivningen ovan gör vi bedömningen att processen för en harmonisering av handeln med kvotbaserade certifikat inom EU kommer att gå relativt långsamt. Slutsatsen stöds även av de resultat som redovisats i en EU-finansierad studie av
42 En importör, som kan visa att importerad el genererats från förnybara energikällor, godkända som sådana i Danmark, får reducera underlaget för kvotplikten med den importerade mängden el från förnybara energikällor.
system för handel med certifikat43. Däremot finns en möjlighet att de länder som infört eller står i begrepp att införa nationella certifikatsystem gradvis kommer att harmonisera sina system och bilda ett slags ”certifikatkärna” inom EU. Till dessa länder hör Belgien, Storbritannien och Nederländerna. En större geografisk marknad är önskvärd eftersom den minskar riskerna för imperfektioner i form av otillbörlig marknadsmakt och bristande likviditet. Det finns ej någon fysisk prestation kopplad till själva handeln. Länder på stora geografiska avstånd kan alltså mycket väl samverka i en harmonisering.
Den möjlighet som vi finner mest näraliggande är, förutom diskussioner med Finland och Norge, en bilateral överenskommelse med Danmark. Det förslag till certifikatsystem som vi nu lägger fram har i sin grundkonstruktion klara likheter med det danska systemet. Vidare finns i grunden en gemensam nordisk elmarknad. Eftersom det också finns en uttalad politisk viljeinriktning till samverkan om ett kvotbaserat certifikatsystem, bedömer vi förutsättningarna gynnsamma för en gradvis harmonisering mellan det svenska och det danska systemet under den inledande femårsperioden. Med ett gemensamt danskt - svenskt system ökar också förutsättningarna att få ett ökat intresse från de övriga nordiska länderna att deltaga. Motsvarande utveckling på elmarknaden har tagit ca fem år räknat från den svenska avregleringen år 1996.
Utvecklingen i Storbritannien är intressant ur harmoniseringssynpunkt. Det system som nu utvecklas där har många element gemensamma med de system som Sverige och Danmark bygger upp.
Även det system som är i funktion i Nederländerna kan komma att erbjuda möjligheter till samverkan och harmonisering. Det nederländska systemet har emellertid en delvis annan utformning än de svenska och danska. Systemen kräver därför förhållandevis mycket förändringar för att de ska passa varandra.
En utökad internationell marknad fordrar aktivt engagemang från svensk sida. Det finns också internationella strävanden i form av RECS (Renewable Energy Certificate System) som kan medverka till en internationalisering. De internationella förhållandena beskrivs i kapitel 2. Genom att svenska företag aktivt deltar i RECS finns en anknytning till elcertifikatsystemet. Vi anser också att be-
43 Options for design of tradable green certificate systems. Schaeffer, Boots, Mitchell, Anderson, Timpe & Cames. ECN Report ECN-C--00-032, The Netherlands Energy Research Foundation ECN, 2000.
rörda sektorsmyndigheter, i detta fall främst Energimyndigheten, ska få i uppdrag att aktivt söka samarbete med motsvarande organ i andra länder där kvotbaserade certifikatsystem införts eller där man planerar att införa kvotbaserade certifikatsystem. Det långsiktiga syftet är naturligtvis att försöka utöka marknaden för kvotbaserade certifikat.
5.1.3. Förslag till en nationell kvotbaserad marknad den 1 januari 2003 – med övergångslösningar
I tidigare avsnitt har påpekats att certifikat är ett verktyg för att på lång sikt uppnå ett uthålligt energisystem byggt på förnybara energikällor. Eftersom det är långa ledtider för att förändra ett nationellt elsystem krävs att verktygen skapas och implementeras snarast. Vi bedömer därför att det nationella systemet för kvotbaserade certifikat bör startas den 1 januari 2003. Det ger då goda möjligheter att dels utveckla det nationella systemet men inte minst att snabbt påbörja dialogen med andra länder för att få till stånd en internationell handel med kvotbaserade certifikat.
Den s.k. kvotplikten åläggs formellt slutkunderna. I de fall slutkunden inte aktivt väljer att fullgöra sin kvotplikt övergår kvotplikten till slutkundens elleverantör. Vi föreslår följande principer för certifikatsystemet:
Kvotplikten fastställs för åren 2003–2010 och för varje år däremellan. Kvoten uttrycks i procentenheter av totalt använd elenergi.
Inriktningsmålet föreslås vara en ökning av elproduktionen från förnybara energikällor med 10 TWh under åren 2003 till och med 2010. Ungefär hälften bedöms komma från expansion av existerande produktion och hälften från nya anläggningar.
Följande elproduktionsanläggningar ska vara certifikatberättigade om de uppfyller kravet att el produceras från förnybara energikällor och de uppfyller uppställda miljökriterier, inklusive uppställda bränslekrav där el produceras med hjälp av
1. vindkraft,
2. solenergi,
3. geotermisk energi,
4. vissa typer av biobränsle,
5. vågenergi,
6. vattenkraft i befintliga anläggningar som vid lagens ikraftträdande
kan leverera en effekt om högst 1 500 kilowatt,
7. vattenkraft i anläggningar vilka inte varit i drift efter den 1 juli
2001 men som tas i drift efter lagens ikraftträdande,
8. ökad installerad effekt i befintliga vattenkraftanläggningar i den
utsträckning som effekten ökas genom åtgärder som vidtagits efter den 1 juli 2002, samt
9. vattenkraft som producerats i anläggningar vilka för första gången
tas i drift efter den 1 juli 2002.
Om flera sådana anläggningar som avses i den sjätte punkten är belägna i närheten av varandra och gemensamt matar in el på ledningsnätet, skall anläggningarna anses som separata anläggningar.
Om särskilda skäl föreligger får Statens energimyndighet, efter ansökan från anläggningens innehavare, besluta att el som producerats i annan vattenkraftsanläggning än sådan som avses i punkt 6 skall berättiga innehavaren till certifikat. De särskilda skälen är av två slag, dels om vissa myndighetsbeslut lett till att anläggningen blivit olönsam, dels om vissa kostsamma investeringar i anläggningar mindre än 15 MW lett till att driften blivit olönsam. Skälen beskrivs mera utförligt i avsnitt 5.4.4.
Kvotperioden är ett kalenderår. Det finns möjlighet att ”spara” certifikat för den kvotpliktige som vid kvotperiodens slut har flera certifikat än som behöver redovisas. Ett certifikat har obegränsad giltighetstid. Vi har bedömt de fördelar som en obegränsad giltighetstid har för att få maximal likviditet i handeln och för att kunna motverka svängningar mellan torrår och våtår, väga tyngre än nackdelarna.
Skattenedsättningskommittén 44väntas slutföra sitt arbete under 2002. När den har slutfört sitt arbete finns förutsättningar att mot bakgrund av kommitténs resultat göra en helhetsbedömning av de framtida villkoren för den elintensiva industrin med avseende på den samlade belastningen av skatter, avgifter och kvotplikt. I en sådan helhetsbedömning bör även ingå en analys av avgränsningen av elintensiv industri där de samlade förutsättningarna tillåts påverka avgränsningen. För tiden fram till att dessa samlade bedömningar kan göras föreslår vi att anläggningar inom elintensiv industri (massa- och pappersindustri, kemisk industri, stål- och metall-
44 Kommittén om översyn av regler för nedsättning av energiskatter för vissa sektorer (Fi 2001:09, dir. 2001:29)
verk samt gruvindustri) med en abonnemangseffekt överstigande 10 MW tilldelas kvotplikten noll.
En sanktionsavgift införs, vars uppgift är att vara straffet för ej uppfylld kvotplikt. Samtidigt utgör sanktionen ett pristak för certifikaten och därmed ett slags konsumentskydd. Sanktionen för ej fullgjord kvotplikt ska utgöras av en avgift (sanktionsavgift) som för varje kvotperiod (kalenderår) ska uppgå till 150 % av det volymvägda medelvärdet av certifikatpriset under den tolvmånadersperiod som föregår senaste inlämningsdag för uppfyllande av kvotplikten. Denna senare tidpunkt är 1 april året efter kvotperiodens (kalenderår) utgång. Sanktionsavgiften avseende åren 2003 – 2007 ska dock ej överstiga 200 kr/certifikat. Den högsta gränsen för sanktionsavgiften från och med år 2008 och framåt ska förslagsvis bestämmas av riksdagen under år 2005.
Inom skattelagstiftningen för elkraft finns en avdragsbestämmelse avseende el som framställts i en kraftvärmeanläggning och som används för el-, gas-, värme- och vattenförsörjningen i den egna verksamheten. Bestämmelsen i lagen (1994:1776) om skatt på energi 11 kap 9 § 4 innebär att det finns ett val mellan att göra avdrag för ingående skatt på det bränsle som åtgår för elproduktionen och att göra avdrag för den elkonsumtionsskatt som normalt skulle utgått vid förbrukning i elpannor/värmepumpar, som finns i den egna verksamheten. Om elproduktionen sker med biobränslen, som inte belastas med några bränsleskatter eller med naturgas där bränsleskatten är lägre än elskatten, är det fördelaktigt att välja avdrag för elkonsumtionsskatten. Vi föreslår en översyn av avdragsrätten för biobränslen. Den biobränslebaserade kraftvärmeproduktionen tilldelas enligt förslagets definitioner certifikat och användningen av el inom det egna systemet betraktas som kvotpliktig.
Huvudlinjen i vårt förslag är att alla behov av stöd till elproduktion från förnybara energislag om möjligt ska tillgodoses med hjälp av certifikathandelssystemet och att införande av kompletterande åtgärder måste betraktas som tidsbegränsade åtgärder.
Det kompletterande behov som vi främst ser är ett separat teknikutvecklingsstöd, som kan appliceras på tekniker som idag ligger på en produktionskostnadsnivå som är för hög för att kunna ingå i ett certifikatsystem. Målet med teknikutvecklingsstödet är att de framtida produktionskostnaderna ska komma ned till en nivå, som efter perioden med teknikutvecklingsstöd medger att tekniken ifråga kan fungera kommersiellt inom ramen för den ordinarie cer-
tifikathandeln. Ett sådant område som kan komma ifråga för teknikutvecklingsstöd är havsbaserad vindkraft, där det finns en stor potential, men där produktionskostnader och förhållanden i övrigt är sådana att det kan krävas en period med stöd till teknikutveckling. Behovet av stöd till teknikutveckling bör också framkomma i en dialog med den inom området verksamma industrin.
Övergångslösningar
Vi har analyserat behovet av övergångslösningar från dagens stödsystem till ett kvotbaserat certifikatsystem. Vid den analysen har framkommit att det behövs dels en övergångslösning (prisgaranti) inom själva certifikatsystemet och dels en komplettering av villkoren för befintliga vindkraftverk. Övergångsperioden föreslås vara i fem år från ikraftträdandet, dvs. t.o.m. den 31 december 2007 vid ett ikraftträdande den 1 januari 2003. Vidare föreslås att den nuvarande subventionen av nätkostnader för småskaliga produktionsanläggningar med en effekt om högst 1 500 kW tas bort. Vi föreslår därför att anläggningar som vid lagens ikraftträdande hade sådan avgiftsbefrielse som anges i 4 kap. 10 § ellagen under en övergångsperiod som sträcker sig till och med år 2010 av Statens energimyndighet tilldelas en ersättning som motsvarar en tredjedel av den enligt 3 kap. 9 § lagen om elcertifikat beräknade medelvärdet för ett elcertifikat, dvs. per producerad MWh. Vid övergången till ett nytt marknadsrelaterat system för att främja elproduktionen från förnybara energikällor har vi observerat ett antal möjliga introduktionsproblem:
Låg likviditet i en enbart nationell marknad
Stora kostnadsskillnader mellan befintlig och ny elproduktion från förnybara energikällor
Skapandet av en internationell kvotbaserad marknad är en tidskrävande process
Stora strukturella skillnader mellan systemen:
Dagens stöd är riktat – certifikatsystemet är generellt
Dagens system är fast – certifikatsystemet är marknadsbaserat
Relativt höga etablerings – och transaktionskostnader 45
45 I det danska systemet har man räknat med att transaktionskostnaden kan komma att uppgå till flera procent av certifikatvärdet under introduktionsåret.
De nordiska länderna och då inte minst Norge och Sverige har på ett aktivt sätt medverkat till avregleringen av elmarknaden i Norden. Sverige, Finland och Danmark har även varit pådrivande för motsvarande utveckling inom EU. Utmaningen vi nu står inför är att skapa ett certifikatsystem som på ett marknadsmässigt sätt och i samklang med en avreglerad elmarknad främjar el från förnybara energikällor. Sverige kan i likhet med bl.a. Danmark stödja den utvecklingen genom att starta ett nationellt kvotbaserat system, som möjliggör en senare harmonisering. Det finns nackdelar med att starta en sådan process alltför tidigt i form av exempelvis relativt höga etablerings- och transaktionskostnader. Dessutom kan en för tidig start beroende på utformningen av det nationella systemet medföra svårigheter att senare övergå till ett internationellt system. Med tanke på vårt systems utformning och utvecklingen i flera andra länder bedömer vi det dock som rimligt att acceptera sådana nackdelar inför möjligheten att medverka till en önskvärd internationell utveckling, som kan innebära fördelar för Sverige och dess näringsliv. När det gäller nackdelen med en liten marknad kan det delvis kompenseras genom att staten kan uppdra åt en s.k. ”market maker” att alltid se till att det i alla marknadslägen är möjligt att sälja och köpa certifikat. Övriga nackdelar kan övervinnas genom att ge aktörerna tillräcklig anpassningstid till ett nytt system och övergångsvis införa konsument– och producentskydd i certifikatsystemet.
Garantipris (golv)
Det finns stora kostnadsskillnader mellan att vidmakthålla och utöka elproduktionen från förnybara energikällor. Det kan också beskrivas som att utbudskurvan för certifikat har låga nivåer i början för att sedan gå upp till högre nivåer för nyetablering av produktion. Se avsnitt 5.2.2 om prisbildningen på certifikat. En statlig prisgaranti för certifikat införs under de fem första åren. Prisgarantin avtrappas under femårsperioden enligt tabell 5-2.
Tabell 5-2: Garantinivå, kr per certifikat.
År Garanti (golv) 2003 60 2004 50 2005 40 2006 30 2007 20 2008-0
Däremot ser vi ej något behov av ett golv på lång sikt. Golvnivån i utgångsläget kan ses som en ”marknadsanpassning” av det nuvarande driftbidraget på 9 öre/kWh, som tillkom i en elprismiljö som var väsentligt lägre än de nivåer som nu finns för terminspriserna för åren 2003 och 2004, som i början av oktober 2001 låg på nivån 21 öre/kWh. Vid tiden för den upphandling, som ledde fram till ”nioöringar”, i oktober 1999, var systempriset 14,2 öre/kWh.
Förtroende hos aktörerna är ett överlevnadsvillkor för ett certifikatsystem. I inledningsfasen, när marknadens likviditet är låg, är behovet av ”ledstänger” större än när marknaden etablerats och aktörerna anpassat sig till den nya situationen. Vi har valt en övergångslösning med ”golv” som ska möjliggöra för aktörerna att ta nya beslut om utökad elproduktion från förnybara energikällor.
Befintliga vindkraftverk
Under den inledande femårsperioden införs också en övergångslösning för de befintliga vindkraftverk, som tagits i drift före den 1 januari 2003. Syftet med denna konstruktion är att säkerställa produktionen vid befintliga vindkraftverk, som tidigare erhållit investerings- och driftstöd.
Lösningen innebär att de befintliga vindkraftverken förutom rätten att utge certifikat också omfattas av följande stöd: Vi föreslår att vindkraftverk intill dess att de uppnår 25 000 ekvivalenta fullasttimmar räknade från verkets driftstart, under den inledande femårsperioden tilldelas ett stöd per producerad MWh. Stödet utgår med 150 kr/MWh år 2003, 120 kr/MWh år 2004, 90 kr/MWh år 2005, 60 kr/MWh år 2006 samt med 30 kr/MWh år 2007. Den valda mängden fullasttimmar motsvarar 10–12 års normal drifttid. Vi gör bedömningen att detta utökade stöd ska inne-
bära att ägarna till befintliga vindkraftverk får rimliga återbetalningstider för sina gjorda investeringar.
Nätsubventioner
Vi föreslår att nätsubventionerna för småskalig elproduktion (< 1,5 MW) tas bort. Vi föreslår därför att anläggningar som vid lagens ikraftträdande hade sådan avgiftsbefrielse som anges i 4 kap. 10 § ellagen under en övergångsperiod, som sträcker sig till och med år 2010, av Statens energimyndighet tilldelas en ersättning som motsvarar en tredjedel av den enligt 3 kap. 9 § lagen om elcertifikat beräknade medelvärdet för ett elcertifikat, dvs. per producerad MWh. Vid ett genomsnittligt certifikatpris på 100 kr per certifikat motsvarar ersättningen 3,3 öre/kWh. Denna nivå motsvarar genomsnittet av de nuvarande nätkostnaderna enligt ett underlag som ställts till vårt förfogande (se bilaga 9).
5.2. Handel och prisbildning
I detta avsnitt behandlas frågor rörande handel med certifikat och prisbildningen på certifikatmarknaden.
5.2.1. Handel med certifikat
Grovt kan tänkbara handelsformer indelas i:
Bilateral handel mellan producent och kvotpliktig
En eller flera handelsplatser
Situationen för egenproducenterna kan ses som ett särfall av bilateral handel där producent och kvotpliktig är samma juridiska person.
Bilateral handel
Den bilaterala handeln med certifikat är närmast självklar till sin form. Den sker mellan två parter med tydliga motpartsrisker. Däremot finns normalt ingen prisinformation som följd av handeln, om inte en uppgiftsskyldighet regleras i lag. Vi har därför föreslagit
att även bilaterala överlåtelser rapporteras samt att priset för certifikaten anges. Det är önskvärt att varje dags handel redovisas med angivande av medelpris, och information om orderdjup. Inga uppgifter publiceras som kan identifiera parterna i handeln.
En eller flera handelsplatser
Den statliga rollen bör begränsas till att skapa och underhålla ett ramverk för att de kommersiella aktörerna ska kunna etablera olika handelsformer. Staten bör inte ha någon annan direkt roll i själva handeln. Under en inledande period av fem år föreslås dock att staten garanterar producenterna ett visst minimipris. Alla öppna handelsplatser ger en relevant prisinformation till både köpare och säljare. Det är ett viktigt inslag för att skapa stabilitet och stärka förtroendet för systemet. Det är möjligt att det uppstår mer än en handelsplats för certifikaten. Så länge regelverket för handel och rapportering följs finns inget skäl för statsmakterna att förhindra öppnandet av flera handelsplatser utan det är en angelägenhet för marknadens aktörer.
Frekvensen i handeln
Vi har fått förslag om och analyserat handelsformer som sträcker sig från enstaka auktioner per år till en daglig Internetbaserad handel på slutkundsnivå.
Hur ofta handel med certifikat kan och behöver ske beror dels på transaktionskostnaderna dels på säljarnas behov av likvida medel. För köparna av certifikat är det i princip tillräckligt att kunna köpa certifikat i tid för att innehavet ska vara registrerat vid avstämningstidpunkten.
Ett system för daglig handel med låg omsättning per dag ger höga administrativa transaktionskostnader men goda möjligheter att snabbt avsätta certifikat. Ett litet antal handelsdagar per år ger betydligt lägre transaktionskostnader men motsvarande sämre möjligheter för producenterna att sälja certifikat.
Frekvensen för handelstillfällena bör ha ett samband med i vilken takt certifikaten ges ut. Ges de ut mer eller mindre kontinuerligt kan handelstillfällena vara flera än om certifikaten ges ut exempelvis en gång per månad.
5.2.2. Prisbildning – utbud och efterfrågan
Prisbildningen på certifikaten är ett resultat av utbud och efterfrågan på certifikat. Det finns en elasticitet i utbudet genom att ett stort antal anläggningar för el från förnybara energikällor med olika produktionsförutsättningar bjuder ut sin elproduktion och sina certifikat. Efterfrågan däremot är i utgångsläget oelastisk genom att staten ställer ett tvingande kvotkrav, som inte är prisberoende. Statens agerande är ett utryck för att certifikaten har ett samhällsekonomiskt värde.
De producenter som finns på elmarknaden agerar strikt utefter företagsekonomiska värderingar. Genom att producenterna även får intäkter från certifikat uppnår staten ett agerande som är önskvärt ur samhällets synvinkel. Certifikatsystemet ges givna spelregler i form av fastställda kvoter under en längre följd av år samt sanktioner för om kvotplikten ej uppnås. Det finns då förutsättningar för att skapa en marknadsmässig lösning, som är samhällsekonomisk effektiv och som befrämjar konkurrens mellan olika kraftslag samt befrämjar teknikutveckling.
Det nordiska elproduktionssystemet innehåller en stor andel vattenkraft. Vattenkraftproduktionen varierar mycket mellan ett s.k. våtår och torrår. I avsnitt 3 har redovisats data om det nordiska produktionssystemet. Vattenkraftproduktionen år 1996, ett torrår, var ca 167 TWh. År 1999, ett våtår, var vattenkraftproduktionen ca 206 TWh, dvs. en skillnad på 48 TWh. Denna skillnad i utbud av elproduktion innebär att prissättningen av el påverkas. Störst genomslag får det på den s.k. spotmarknaden, men även terminspriserna på längre sikt påverkas. En figur som visar spotpriserna under åren 1996 – september 2001 återfinns i avsnitt 4.2. Producenterna av förnybar el har som ambition att minst få täckning för sina totala kostnader genom intäkter från dels elförsäljning och dels från försäljningen av certifikat. Eftersom intäkten från elförsäljningen minskar ett våtår behöver en producent få in mer intäkter från certifikatförsäljningen. Samtidigt kommer certifikatmängden att öka under ett våtår eftersom en del av vattenkraften ingår som certifikatgrundande produktion. Det är således två motriktade pristendenser under ett våtår. Situationen blir den omvända under ett torrår.
Utbud av certifikat
Marginalkostnaden för certifikat är lika med skillnaden mellan marginalkostnaden för produktion av el från förnybara energikällor och elpris. Vid ett visst elpris kommer marginalkostnaden för certifikat att variera eftersom marginalkostnaden för elproduktion från förnybara energikällor varierar beroende på kraftslag, ålder, driftkostnader etc. Det betyder att det går att tillskapa en utbudskurva för certifikat, som sorterad efter produktionskostnad för den ”bakomliggande” elen kan fogas samman till den kurva som illustreras av figur 5.1 nedan:
Figur 5.1: Utbudskurva för certifikat
Efterfrågan på certifikat
Genom att efterfrågan är baserad på ett tvång, kvotplikten, är efterfrågan i utgångsläget helt vertikal, dvs. oberoende av priset. ”Normala” efterfrågekurvor har en lutning, som indikerar kundernas avtagande betalningsvilja för ökande volymer. För att få ett stabilt jämviktsläge (där utbudskurvan och efterfrågekurvan skär varandra) är det önskvärt med en viss lutning av efterfrågekurvan. Genom att tillåta sparande och lånande av certifikat uppnås en sådan effekt. I det föreslagna systemet tillåts att certifikaten sparas
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20
TWh
öre/kWh
Befintlig Produktion
Ny Produktion
Expansion av bef. produktion
till efterföljande period. Likaså medger systemet att de kvotpliktiga aktörerna kan låna till sin kvotplikt genom att kunna ”köpa ifatt sig” under den efterkommande periodens tre första månader.
I det föreslagna systemet ingår en sanktionsavgift, som är 150 % av det volymvägda medelvärdet av certifikatpriset under perioden 1 april–31 mars. Sanktionsavgiften får dock ej får överstiga 200 kr/certifikat avseende kvotperioden 2003–2007. Sanktionsavgiftens uppgift är att vara straffet för ej uppfylld kvotplikt. Samtidigt utgör sanktionen ett pristak för certifikaten och därmed ett slags konsumentskydd. Dessutom införs under en inledande femårsperiod en avtagande prisgaranti (golv).
Prisbildning – förslaget
För prisbildningen av certifikat innebär ovanstående golv och tak att priset på certifikat kommer att ligga mellan dessa båda nivåer. Sanktionsavgiftens konstruktion innebär att sanktionsavgiftens nivå ej är känd under ett löpande handelsår, förutom den absoluta sanktionsavgiften. Detta bör innebära att risken för att sanktionsavgiften blir styrande för prisbildningen minskar. Utvecklingen av kvotkravet över tiden är naturligtvis styrande för prisutvecklingen av certifikat över tiden. I förslaget ökar kvotkravet successivt under perioden år 2003 till år 2010. Det motsvarar i ovanstående diagram en vertikal efterfrågekurva (kvotkravet) som rör sig allt längre till höger i ovanstående diagram. Det s.k. jämviktspriset fås som skärningspunkten mellan utbudskurvan och efterfrågekurvan. Sett över tiden innebär detta att jämviktspriset ökar under perioden. Det är en konsekvens av att dyrare produktion från förnybara energikällor tas i bruk och att efterfrågan (kvotplikten) ökar.
Enligt vår bedömning kommer också en terminshandel på certifikat att komma till stånd som komplement till den fysiska handeln med certifikat. Liksom på elmarknaden kommer det att ha en prisstabiliserande effekt, när aktörerna kan säkra priset på certifikat över längre tidsperioder.
Prissättningen enligt jämviktspriser sker när det råder en balans mellan utbud och efterfrågan. Vad händer i de fall då det uppstår ”brist” resp. ”överskott” av certifikat på marknaden? En bristsituation kan uppstå:
- till följd av ett mindre utbud av certifikat genom att torrårsförhållanden råder i fråga om vattenkraftproduktionen,
- till följd av ett mindre utbud av certifikat genom att den genomsnittliga vindkraftproduktionen under ett år är lägre än ett normalårsförhållande för vindenergin,
- till följd av ett mindre utbud av certifikat på grund av att elproduktionen från kraftvärme är lägre till följd av ett varmare år än normalt.
Om ledtiderna för expansions- och nyinvesteringar är längre än de förutsättningar som legat till grund för kvotkravet.
Om den frivilliga efterfrågan har ökat så att det väsentligt påverkar tillgången på kvotbaserade certifikat.
Om mycket stora uppköp av certifikat sker under ett handelsår.
Om elanvändningen blir större än den användning som ligger till grund för kvotkravet.
En överskottssituation kan uppstå genom att riktningen på ovanstående faktorer vänds. En brist innebär att priset ökar från jämviktspriset och kan i ett extremscenario gå upp mot den absoluta sanktionsgränsen. Om detta sker tillfälligt har det ej någon stark effekt på marknadens aktörer. Om bristen skulle bestå under lång tid innebär det en tydlig och stark signal till investerare att öka sitt utbud. Det innebär samtidigt att tillgången på certifikat ökar och priset faller igen ned mot jämviktspriset.
Ett överskott innebär att priset minskar från jämviktspriset och kan i ett motsvarande extremscenario närma sig golvet. Emellertid kommer sannolikheten för att detta inträffar att minska vartefter kvotkravet ökar. Under den inledande perioden finns golvet, som en yttersta möjlighet, speciellt för små aktörer, att få ett lägsta pris på certifikat.
Vi har genom externa analyser, egna analyser, egen spelsimulering, spelsimuleringar på europeisk nivå samt studier av forskningsarbeten och vetenskapliga artiklar inhämtat kunskap om prisbildningen. Det svenska utbudet av el från förnybara energikällor sker genom ett stort antal oberoende aktörer. Enligt en rapport från Elforsk var ägarförhållandena sådana omkring mitten av 1990-talet att lokala elföretag ägde ca en tredjedel av den installerade effekten i små vattenkraftverk, stora kraftbolag och privatpersoner en fjärdedel vardera och övriga företag omkring en sjundedel. Sedan rapporten skrevs har de stora kraftbolagens andel ökat något som ett resultat av den strukturomvandling som skett. Dessutom finns inom områdena kommunal kraftvärme och industriellt mottryck ett relativt stort antal oberoende aktörer. På efterfrågesidan finns i
huvudsak de aktörer som är verksamma som elsäljare på elmarknaden.
Vi har bedömt att förslagets utformning av kvoterna, konstruktionen och tillämpningen av sanktionsavgiften samt tillgången på en potential för bränslebyten i kraftvärme och industriellt mottryck som har korta ledtider, i kombination med aktörsuppsättningen inte minst på producentsidan gör att det finns förutsättningar för en effektiv prisbildning. Det faktum att det finns ca 6 TWh av befintlig produktion med i systemet har också en positiv effekt på likviditeten och ökar möjligheterna till en effektiv prisbildning.
Ett effektivt främjande av el från förnybara energikällor innebär dels att befintliga anläggningar ska få villkor så att de inte missgynnas i förhållande till nya anläggningar och dels att villkoren för nya anläggningar blir så attraktiva att nya investeringar görs.
I begreppet effektivitet ligger också att den totala kostnaden för att främja en utbyggnad av produktionsanläggningar för el från förnybara energikällor ska vara så låg som möjligt. Den marknadsmässiga och effektiva lösningen är att låta kvotplikten successivt öka. Därmed kommer åtgärder som har en låg marginalkostnad att först komma in för att därefter ta i anspråk åtgärder med högre marginalkostnader.
5.3. En sammanfattande beskrivning av systemets utformning - systemskiss
I huvudsak består certifikatsystemet av myndighetsfunktioner och marknadsfunktioner med den mellanliggande funktionen att mäta produktion och användning. Funktionerna utövas av ett antal marknadsaktörer – producenter, elhandlare (kvotpliktiga), konsumenter och investerare – och myndigheter vilkas uppgift bl.a. är att kontrollera systemets funktion och att kvotkravet uppfylls. Systemet föreslås få en utformning som illustreras av följande bild:
Figur 5.2: Princip för certifikathandel
Bilden anger en princip. De kopplingar som finns mellan de olika delarna i systemen har i denna sammanfattande beskrivning utelämnats. De olika rollerna är inte entydiga. Gränsen mellan kund och köpare kan vara flytande. Stora kunder, exempelvis industriföretag, kan uppträda som köpare. Säljare och köpare kan i princip finnas inom ett och samma företag (”egenproducenter”).
5.4. Avgränsningar och definitioner för elproducerande anläggningar
En uppgift för utredaren är att definiera vilken elproduktion som ska inkluderas i systemet. Direktiven anger att en utgångspunkt är att endast sådan elproduktion som ännu inte är kommersiellt självbärande bör omfattas av systemet. En annan princip är att all el med ursprung i förnybara energikällor, som uppfyller vissa miljökrav och som behöver stödjas, också bör omfattas av certifikatsystemet oavsett kraftslag.
Systemet utgår ifrån elproduktionen i en given anläggning. De avgränsningar och definitioner som vi behöver tillämpa för att
Myndigheter:
Godkänna anläggningar
- Centralt avräkna elproduktion
- Utfärda certifikat
- Upprätta och
driva register
- Prisinformation
Kontrollera innehav
- Annullera certifikat
- Utfärda sanktioner
- Övergångslösningar
Bilateral handel
Samhällsfunktioner
Säljare (producent)
Köpare
Handelsplats:
- Handel
- Prisinformation
Marknadsfunktioner
Regering & riksdag:
Lagar inkl. sanktioner och kvotkrav
Nätföretag:
Mäta elproduktion
Traders
Kund
bestämma om anläggningen uppfyller vissa kriterier och att därmed den el som produceras är certifikatberättigad, är oberoende av vem som är producent.
Utgångspunkterna kräver att vi definierar
- kriterier för vad som är kommersiellt självbärande,
- vilka energikällor som är förnybara,
- de miljökrav som måste uppfyllas.
Med definitionerna i handen är det förhållandevis enkelt att avgränsa vilka produktionsanläggningar som får ingå i systemet.
Vi vill emellertid redan nu peka på några av de svårigheter som vi stöter på i detta sammanhang.
5.4.1. Kommersiellt självbärande
Det som är svårast att bestämma är utan tvekan operationaliseringen av kriteriet eller kriterierna för vad som är ”kommersiellt självbärande” eller ”lönsamt”. Dels är det en fråga om tidsperspektiv – lönsamhet på kort och/eller lång sikt – dels en fråga om vilket lönsamhetsbegrepp som kan tillämpas. Tiden spelar in även på ett annat sätt: intäkterna, priset på elen, varierar över tiden och medför att det som är lönsamt ena året kan vara olönsamt följande år. Dessutom tillkommer mätproblem, eftersom det är verksamheten vid en enskild produktionsanläggning som ska bedömas och den är i många fall bara en del av ägarens verksamhet.
Vi kan inte hantera alla dessa problem på ett överblickbart sätt. Vi måste göra det enklare för oss, t.ex. genom att i en kalkylmodell analysera produktionsförhållandena vid olika slag av anläggningar eller genom att använda något befintligt kriterium som kan fungera som substitut för en lönsamhetsanalys.
De anläggningar för produktion av el från förnybara energikällor som är i drift hösten 2001 kan delas in i tre kategorier:
1. anläggningar utan investerings- eller driftstöd,
2. anläggningar med enbart investeringsstöd och
3. anläggningar med såväl investerings- som driftstöd
Anläggningar i den första kategorin är uppenbarligen kommersiellt självbärande, annars skulle de inte drivas vidare. Anläggningar i den andra kategorin är självbärande med de kapitalkostnader de har
efter det att de fått investeringsstöd. Certifikatsystemet innebär i sig ingen förändring i deras kostnadsbild, eftersom investeringsstödet är utbetalat en gång för alla och inte kommer att krävas tillbaka. Anläggningar i den tredje kategorin är huvudsakligen icke kommersiellt självbärande. Det är tänkbart att några av dessa anläggningar skulle ha kunnat vara självbärande med enbart investeringsstöd och därför borde betraktas på samma sätt som kategori 2. Som framgår av inledningen till detta avsnitt är det emellertid inte enkelt att avgöra detta.
De anläggningar som är i drift hösten 2001 och som drivs utan stöd betraktas med detta resonemang som kommersiellt självbärande och lämnas utanför certifikatsystemet. Anläggningar med driftstöd ska vara certifikatberättigade. Anläggningar som är nedlagda betraktas som icke självbärande och blir därmed certifikatberättigade när de sätts i drift igen.
Kravet att inte stödja kommersiellt lönsamma tekniker gör att den s.k. storskaliga vattenkraften exkluderas.
När det gäller den el producerad i biobränslebaserade kraftvärmeanläggningar som uppförts med hjälp av investeringsstöd har vi resonerat på följande sätt: I dagsläget, hösten 2001, är flertalet av de anläggningar som fått investeringsstöd i drift. Det talar för att de är kommersiellt självbärande och därmed inte skulle vara i behov av den intäkt certifikaten ger. Investeringsstöden har förknippats med villkoret att anläggningen drivs med biobränslen under en femårsperiod. Flera anläggningsägare har sagt att de har för avsikt att byta till fossila bränslen när femårsperioden är slut och anläggningen är löst från bränslevillkoret. Genom att låta även dessa anläggningar ingå i certifikatsystemet så länge de använder biobränslen kan ett framtida bränslebyte sannolikt undvikas. Vidare visar tillgänglig statistik att vissa av dessa anläggningar inte körs fullt ut motsvarande det värmeunderlag som finns. Det betyder att det torde finnas situationer då elpriset är för lågt för att ensamt göra det intressant att producera el. Med möjligheten att få certifikat kan denna potential komma att realiseras.
5.4.2. Förnybara energikällor
Det är betydelsefullt att hålla isär definitionen av vad som är elproduktion från förnybara energikällor och vad som är certifikatberättigad elproduktion.
Förutom att den certifikatberättigade elproduktionen ska ske med förnybara energikällor ska den också uppfylla dels kriteriet att vara i behov av stöd, dvs. inte vara kommersiellt självbärande, dels de miljömässigt grundade kriterierna.
Vägledande för vårt förslag är dels EG-direktivet om elproduktion från förnybara energikällor dels Energimyndighetens bedömningar, som redovisats i en promemoria till utredningen. Promemorian utgör bilaga 2.
EG-direktivet
Europaparlamentet och rådet beslutade den 7 augusti om direktivet om främjande av el producerad från förnybara energikällor 46. I direktivet redovisas följande definitioner:
a) förnybara energikällor: förnybara icke-fossila energikällor (vind-
kraft, solenergi, jordvärme, våg- och tidvattenenergi, vattenkraft, biomassa, deponigas, gas från avloppsreningsanläggningar och biogas),
b) biomassa: den biologiskt nedbrytbara fraktionen av produkter,
avfall och rester från jordbruk (både vegetabiliska och animaliska ämnen), skogsbruk och närstående industrier samt den biologiskt nedbrytbara fraktionen av industriavfall och kommunalt avfall,
c) el producerad från förnybara energikällor: elektricitet producerad i
kraftverk där enbart förnybara energikällor används, liksom den andel av elektriciteten som produceras från förnybara energikällor i hybridkraftverk som också använder konventionella energikällor, samt den el producerad från förnybara källor som används för att fylla lagringssystemen, undantaget den el som produceras som ett resultat av lagringssystem,
d) elanvändning: nationell elproduktion, inbegripet egenproduktion,
plus importerad el minus exporterad el (nationella bruttoelanvändningen).
46 Europaparlamentets och rådets direktiv om främjande av el från förnybara energikällor på den inre marknaden för el. PE-CONS 3648/01. Ännu ej publicerad i EGT.
Dessutom skall definitionerna i Europaparlamentets och rådets direktiv 96/92/EG av den 19 december 1996 om gemensamma regler för den inre marknaden för el 47 tillämpas.”
Energimyndighetens förslag till avgränsningar
Energimyndigheten har i en promemoria till utredningen 48 redovisat sin bedömning av vilka kriterier och avgränsningar som bör gälla för att en bränslebaserad anläggning ska få sälja certifikat. Energimyndighetens bedömningar innebär att de avgränsningar med avseende på bränsle som idag finns i reglerna för investeringsstödet till biobränslebaserade kraftvärmeanläggningar även fortsättningsvis ska tillämpas. Som framgår nedan anser vi att Energimyndighetens förslag bör ge viss ledning vid utformningen av certifikatsystemets avgränsningar. Energimyndighetens avgränsningar framgår av följande citat.
”De generella villkoren för att anläggningar blir berättigade att emittera certifikat bör vara;
Icke förorenade biobränslen 49
Villkor:
1. Skogstyrelsens allmänna råd och riktlinjer för skogsbruket, inklusive uttag av skogsbränsle, näringskompensation och askåterföring ska följas.
2. Utsläppsvillkor och andra villkor enligt nationellt tillståndsbeslut.
Andra bränslen med biologiskt ursprung, såsom vissa avfall, restprodukter m.m.
Villkor:
1. Skärpta utsläppsvillkor i linje med EG-direktivet om avfallsförbränning.
2. Askan ska hanteras på ett sätt som godkänts av en tillsynsmyndighet.
3. För hushållsavfall ska avfallet uppfylla Naturvårdsverkets sorteringsföreskrifter med stöd av renhållningsförordningen.
47 EGT L 27, 30.1.1997, s. 20.48 Statens energimyndighet: PM Kriterier för att kunna utfärda certifikat från anläggningar som använder bioenergi för elproduktion. Utgör bilaga 2 till detta betänkande.49 Dvs. energigrödor, eller skogsbränslen i form av röjnings-, gallrings- eller slutavverkningsrester och rena biologiska biprodukter såsom biogas, obehandlat träavfall, lignin, talloljor, lutar, spån och bark.
Gemensamt gäller att det alltid ska föreligga ett absolut samband mellan den energi som producerats av förnybara bränslen och omfattningen av certifikaten. En anläggning som nyttjar 90 % av sin energi från biobränslen kan därför inte utfärda mer certifikat än som motsvarar 90 % av energiproduktionen.
De föreslagna villkoren följer gällande praxis för stöd till investeringar i biobränsleeldade kraftvärmeverk, men är preciserade vad gäller utsläppsvillkor från avfallsförbränningsanläggningar och hänvisning till berörda råd och riktlinjer som antagits av Skogsstyrelsen respektive Naturvårdsverket.”
De villkor som ställs upp för biobränslena får inte begränsa konkurrensen. Därför är det svårt eller omöjligt att kräva att importerade bränslen ska ha producerats med beaktande av Skogsstyrelsens allmänna råd och riktlinjer.
Jämförelse mellan EG-direktivet och Energimyndighetens bedömning
En skillnad mellan EG-direktivet och Energimyndighetens bedömning är att Energimyndigheten lägger tonvikten vid bränslets egenskaper medan direktivet betonar de verksamheter som ger upphov till bränslet.
Askhantering nämns ej i direktivet: Energimyndigheten föreslår villkor avseende askåterföring.
Torv ingår ej bland de biobränslen som räknas upp i direktivet. Energimyndigheten anser att torv är ett förnybart bränsle med många goda egenskaper men att den av hänsyn till de klimatkriterier som måste ställas på bränslena ej kan utgöra underlag för certifikatberättigad elproduktion.
Regeringen har nyligen tillsatt en särskild utredare med uppgift att utreda torvens roll i ett uthålligt energisystem 50. Utredningen ska enligt uppdraget redovisa sina resultat och slutsatser till regeringen senast den 30 augusti 2002. Eftersom frågan om användning av torv som bränsle inte enbart är en fråga om produktion av el utan i än högre grad en fråga om värmeproduktion och därför bör ses i ett vidare sammanhang än det Elcertifikatutredningen har att beakta vill vi inte föregripa det arbete som kommer att ske inom torvutredningen.
50 Utredningen om torvens roll i ett uthålligt energisystem (Dir 2000:110).
Energimyndighetens förslag till definitioner och avgränsningar är en vidareutveckling av de avgränsningar som gäller för det nuvarande stödet. Det är vår bedömning att Energimyndighetens förslag bör ge viss ledning vid utformningen av certifikatsystemets avgränsningar. Anslutningen till nuvarande regler underlättar övergången till elcertifikatsystemet. När avgränsningarna detaljutformas bör det ske på ett sådant sätt att en kommande implementering av EG-direktivet inte försvåras.
5.4.3. Miljökrav
Vi anser att behovet av att definiera miljökrav kan tillgodoses genom hänvisning till sådana krav som är preciserade i det regelverk som redan finns. Det saknas skäl att införa ytterligare miljökrav utöver dessa. Arbetet att finna kriterier som behöver tillämpas på elproduktion från förnybara energikällor är därför närmast en fråga om att kartlägga vad som gäller för det nuvarande stödsystemet.
Energimyndigheten har behandlat miljökraven på bränslen i sin promemoria om kriterier för att kunna utfärda certifikat (se bilaga 2).
5.4.4. Förslag
Följande elproduktionsanläggningar ska vara certifikatberättigade om de uppfyller kravet att el produceras från förnybara energikällor och de uppfyller uppställda miljökriterier, inklusive uppställda bränslekrav där el produceras med hjälp av
1. vindkraft,
2. solenergi,
3. geotermisk energi,
4. vissa typer av biobränsle,
5. vågenergi,
6. vattenkraft i befintliga anläggningar som vid lagens ikraftträdande
kan leverera en effekt om högst 1 500 kilowatt,
7. vattenkraft i anläggningar vilka inte varit i drift efter den 1 juli
2001 men som tas i drift efter lagens ikraftträdande
8. ökad installerad effekt i befintliga vattenkraftanläggningar i den
utsträckning som effekten ökas genom åtgärder som vidtagits efter den 1 juli 2002, samt
9. vattenkraft som producerats i anläggningar vilka för första gången
tas i drift efter den 1 juli 2002.
Om flera sådana anläggningar som avses i sjätte punkten är belägna i närheten av varandra och gemensamt matar in el på ledningsnätet, skall anläggningarna anses som separata anläggningar. Om särskilda skäl föreligger får Energimyndigheten, efter ansökan från anläggningens innehavare, besluta att el som producerats i annan vattenkraftsanläggning än sådan som avses i punkt 6 skall berättiga innehavaren till certifikat.
De särskilda skälen är för det första att innehavare av vattenkraftanläggningar som kan visa att tillståndsbeslut eller andra beslut av riksdag, regering eller myndigheter medfört att anläggningen blir ekonomiskt olönsam att driva, skall komma ifråga. För det andra bör även anläggningar under 15 MW komma ifråga om det genomförts omfattande ombyggnader eller investeringar som är så kostsamma att anläggningen under överskådlig tid inte blir lönsam att driva utan det stöd elcertifikat kan ge. Även i detta fall är det anläggningens innehavare som skall visa att anläggningen blir olönsam att driva på grund av åtgärden.
5.5. Kvoter och kvotplikt
5.5.1. Mål, kvotplikt och kvotperiodens längd
Vi föreslår följande principer för certifikatsystemet:
Kvotplikten bör fastställas för åren 2003–2010 och för varje år däremellan. Kvoterna uttrycks i andelar av totalt använd elenergi minskad med den elintensiva industrins användning.
Kvoten (den sammantagna kvotplikten) utgår i inledningen från den faktiska produktionen av el från förnybara energikällor. Utvecklingen av kvoten över tiden bestäms av dels ett inriktningsmål för år 2010 och dels en möjlig utveckling under tiden 2003–2010.
Inriktningsmålet föreslås vara en ökning av elproduktion en från förnybara energikällor med 10 TWh under åren 2003 till och med 2010. Ungefär hälften bedöms komma från expansion av existerande produktion och hälften från nya anläggningar.
Vi föreslår att slutanvändaren är kvotpliktig. Om denne inte anmält att han/hon själv vill sköta kvotplikten blir elleverantören
kvotpliktig. I de fall elleverantören är kvotpliktig ska denne redovisa certifikatpriset för slutkunden.
Kvotperiodens längd bör sättas till ett år och den bör sammanfalla med kalenderår. Det finns möjlighet att ”spara” certifikat för den kvotpliktige som vid kvotperiodens slut har flera certifikat än som behöver redovisas.
5.5.2. Vem är kvotpliktig?
Vi föreslår att slutanvändaren är kvotpliktig. Om denne inte anmält att han/hon själv vill sköta kvotplikten blir elleverantören kvotpliktig. I de fall elleverantören är kvotpliktig ska denne redovisa certifikatpriset för slutkunden.
Kvotplikten är ett krav som ställs på någon för att visa att vederbörande bidragit till att en viss mängd el producerats från förnybara energikällor.
Skyldigheten att inneha en viss mängd elcertifikat är en skyldighet för den enskilde mot det allmänna som regleras i lag. Kvotplikten bör ur rättslig synpunkt jämställas med en skatt. Därför är det riksdagen som beslutar om kvotplikten. Det är från legal synpunkt knappast möjligt för riksdagen att överlämna till regeringen att ändra kvotens eller sanktionsavgifternas storlek. Av det följer att det än mindre är möjligt att låta en myndighet besluta om detta.
Regler om kvotplikten införs i en särskild lag om elcertifikat. Det föreslagna systemet bygger på att en marknad för elcertifikat skapas genom att en viss kategori aktörer på elmarknaden åläggs en kvotplikt. En central fråga är vilken aktör som ska åläggas plikten. Vi har övervägt flera olika möjligheter. Främst har kategorierna slutkunder, elnätsägare, balansansvariga och elleverantörer studerats ur denna synvinkel.
Vid bedömningen av vilka aktörer som i praktiken ska åläggas att ansvara för att kvotplikten uppfylls har utgångspunkten varit att försöka finna en väldefinierad och relativt begränsad krets av aktörer som har förutsättningar att hantera kvotplikten på ett professionellt sätt. Hanteringen kan antingen ske genom att den utpekade kretsen av aktörer direkt åläggs kvotplikten och ges möjligheter att föra vidare kostnaderna på slutkunden eller genom att de agerar som ombud eller ställföreträdare för denne.
För att låta slutanvändare av el vara kvotpliktiga talar det faktum att kostnaden för certifikaten slutligt kommer att belasta dem.
Kostnaden är inte fast utan kommer att bero på vilket pris som går att uppnå på elcertifikatmarknaden. Det framstår som naturligt att den som kommer att få betala för elcertifikaten också har en reell möjlighet att påverka kostnaden. Då det gäller större elkonsumenter är det närmast uppenbart att dessa bör ha möjlighet att själva sköta inköp och redovisning av elcertifikat. Denna möjlighet är också öppen för vanliga hushållskunder.
Systemet ska utformas så att det blir så kostnadseffektivt och enkelt att administrera som möjligt. Ett system där landets samtliga elkonsumenter själva måste ta initiativ för att anskaffa elcertifikat uppfyller inte de kriterierna. Certifikatkostnaden för exempelvis en lägenhetskund torde kunna uppskattas till i storleksordningen mindre än 50 kronor per år, vilket knappast utgör något starkt incitament för ett aktivt engagemang i certifikathandel för den egna kvotpliktens skull. Att föra ett centralt register över den förbrukning som samtliga landets elanvändare haft på individnivå och göra årliga avstämningar mot de certifikat som elanvändarna redovisat framstår som ett mycket tungrott och kostnadskrävande system i vilket administrationskostnaderna kommer att bli betydande.
Kvotplikten för det stora flertalet ”normalförbrukare”, t.ex. vanliga hushållskunder, bör därför ombesörjas genom att någon annan än slutförbrukaren förvärvar och redovisar certifikat i förhållande till slutförbrukarnas konsumtion. Det kan emellertid inte uteslutas att ett fåtal hushållskunder har ett särskilt intresse av att köpa certifikat från en viss producent eller från en viss typ av elkonsumtion. Det är heller inte otänkbart att ett kollektiv av slutanvändare vill slå sig samman för att gemensamt söka förvärva elcertifikat till ett förmånligt pris. Det nu sagda talar för att alla slutanvändare åtminstone bör ges möjlighet att själva hantera kvotplikten om de så önskar.
Ytterligare ett argument för att kvotplikten som huvudregel bör åvila slutkunden och inte på någon annan kategori av aktörer är de svårigheter som annars kan uppstå då det gäller möjligheten att föra kostnaderna för elcertifikaten vidare till slutkunden.
Vi har övervägt möjligheterna att ålägga nätägare, balansansvariga och elleverantörer en kvotplikt för elförbrukarnas konsumtion. Vid en avvägning mellan argument för och emot de olika kategorierna har vi funnit att övervägande skäl talar för att förplikta elleverantörer att – i de fall en elförbrukare inte själv aktivt valt att vara kvotpliktig – fullgöra kvotplikten för dessa. Motiven återfinns under kommande punkter i detta avsnitt.
För att elanvändaren ska kunna bilda sig en uppfattning om de kostnader som kvotplikten medfört ska elleverantören vara skyldig att särskilt redovisa det pris han debiterat sin kund för elcertifikaten.
Vi föreslår således att kvotplikten läggs dels på elleverantörer, dels på de elanvändare som valt att registrera sig som kvotpliktiga.
Industrins kvotplikt
Utredningen har haft en dialog med Skattenedsättningskommittén (SNED) 51. Kommitténs huvuduppgift är att utreda utformningen av regler för nedsättning av skatt på energi inom sektorer som är utsatta för internationell konkurrens. Den ska också utreda förutsättningarna för en annan avgränsning av området för energiskattenedsättning för de konkurrensutsatta sektorerna än vad som gäller idag. Kommittén väntas slutföra sitt arbete under 2002. När SNED har slutfört sitt arbete finns förutsättningar att mot bakgrund av kommitténs resultat göra en helhetsbedömning av de framtida villkoren för den elintensiva industrin med avseende på den samlade belastningen av skatter, avgifter och kvotplikt. I en sådan helhetsbedömning bör även ingå en analys av avgränsningen av elintensiv industri där de samlade förutsättningarna tillåts påverka avgränsningen. För tiden fram till att dessa samlade bedömningar kan göras föreslår vi att anläggningar inom elintensiv industri (massaoch pappersindustri, kemisk industri, stål- och metallverk samt gruvindustri) med en abonnemangseffekt överstigande 10 MW tilldelas kvotplikten noll.
Skälet för ett undantag som gäller för vissa verksamheter är att de ska erbjudas likartade villkor jämfört med sina konkurrenter i andra länder, främst inom EU. För elcertifikatsystemets del är huvudfrågan inte om företagen ska omfattas av kvotplikt eller ej utan om deras konkurrenter i andra länder omfattas av liknande villkor eller ej. Givet att andra länder inför liknande system bör svensk industri inte ges något undantag.
Vi har funnit att kostnader som motsvarar de som kvotplikten medför för de svenska företagen f.n. saknas i flertalet av den elintensiva industrins konkurrentländer. Vi anser därför att det är motiverat att den elintensiva industrin tilldelas kvotplikten noll för
51 Kommittén om översyn av regler för nedsättning av energiskatter för vissa sektorer (Fi 2001:09, dir. 2001:29).
tiden fram till att ovan nämnda samlade bedömningar kan göras under 2003.
Kvoterna som redovisas i tabell 5–7 visar konsekvensen av att elintensiv industri tilldelas kvotplikten noll.
I det följande redovisas de ytterligare överväganden som vi gjort i fråga om vilka aktörer som bör åläggas kvotplikten.
Produktion av el i anläggningar mindre än 50 kW
Vi föreslår att den elanvändare som producerar el för eget bruk i en anläggning där generatorn har en märkeffekt mindre än 50 kW undantas från kvotplikten för sådan el.
Avgifter
Elanvändare som registerar sig som kvotpliktiga orsakar kostnader på grund av ökad administration. Vi föreslår att en årlig avgift om 500 kr tas ut av den kvotpliktige för att täcka denna administration.
Vi föreslår också att en avgift får tas ut av den ansvariga myndigheten dels för att täcka kostnader för kontoföring och dels för registrering av certifikat.
Elanvändare
Systemet ska utformas så att det blir så kostnadseffektivt och enkelt att administrera som möjligt. Ett system där landets samtliga elkonsumenter tvingas anskaffa elcertifikat uppfyller inte de kriterierna. Slutkunden kommer i ett sådant fall att få bära den slutliga kostnaden för certifikaten, vilket stämmer överens med principen att slutkunden bör ha möjlighet att påverka sin kostnad. Mot detta synsätt talar svårigheten att engagera ett stort antal slutkunder i en handel med certifikat. Certifikatkostnaden för exempelvis en lägenhetskund kan uppskattas till i storleksordningen mindre än 50 kronor per år, vilket knappast inbjuder till ett aktivt engagemang i certifikathandeln.
Vi har valt att lägga den formella kvotplikten på slutkund. För att detta ska realiseras krävs ett aktivt val av slutkunden. Det är vår bedömning att det stora flertalet kunder kommer att välja att överlåta kvotplikten på sin elleverantör. Stora slutkunder med egna an-
läggningar för produktion av el från förnybara energikällor är exempel på kunder som kan förväntas välja egen kvotplikt.
Elnätsföretag (nätkoncessionshavare)
Antalet nätbolag är drygt 200 st. Nätbolagen är enligt ellagen skyldiga att mäta och rapportera den mängd elektricitet som de tar emot och distribuerar. Nätbolagen har också en affärsrelation till slutkonsumenterna och skulle kunna debitera kostnaderna för elcertifikaten i samband med fakturering av nätavgiften. Nätbolagen är emellertid enligt lag förbjudna att ägna sig åt handel med el utom för den el som avses täcka förlusterna i nätet och de sysslar uteslutande med transmission av elektrisk kraft. Någon särskild kompetens för handel med finansiella instrument finns normalt inte i bolagens nuvarande organisationer.
Balansansvariga
Med balansansvariga avses sådana företag som genom avtal med Affärsverket svenska kraftnät tagit på sig balansansvar för en eller flera elanvändare. Balansansvaret innebär att de tagit ekonomiskt ansvar för att det svenska elsystemet tillförs lika mycket el som används av de elanvändare man har balansansvar för. Det är fråga om ett fyrtiotal bolag, av vilka ett flertal också är elproducenter.
Ett argument för att lägga en kvotplikt på de balansansvariga är att det är enkelt att fastställa nämnaren i kvoten och att det är fråga om solida företag vilka står i avtalsförhållande med Affärsverket svenska kraftnät. Flera skäl talar emellertid mot att låta de balansansvariga bli kvotpliktiga eller att låta dem handla med elcertifikat för slutanvändarnas räkning. Antalet balansansvariga är relativt litet och många av dem är elproducenter som sannolikt också kommer att tilldelas certifikat. Detta kan medföra störningar då det gäller att etablera en marknad för certifikaten. De balansansvariga har inte heller någon relation till slutkonsumenterna av el, i sin funktion som balansansvarig.
Elleverantörer (elhandelsföretag)
Kategorin elleverantörer innehåller ett rimligt antal aktörer för att en marknad för handel med elcertifikat ska uppstå och de är relativt lätta att identifiera. Elleverantörer har vana vid handel med el vilket på flera sätt liknar handel med finansiella instrument. De har också ett avtalsförhållande med slutkonsumenterna.
Vid en samlad bedömning förefaller det mest ändamålsenligt att utforma systemet så att yrkesmässiga elleverantörer åläggs kvotplikt i förhållande till den mängd el de levererat i de fall slutkunden ej gjort ett aktivt val att agera kvotpliktig. Som övergångsregel bör gälla att i det fall konsumenten har ett långtidskontrakt med leverantören, vilket sträcker sig efter den 31 december 2002, ska leverantören ha rätt att debitera konsumenten för certifikatkostnaden enligt det volymsvägda medelvärde, som ligger till grund för fastställande av sanktionsavgiften. (Se avsnitt 5.6). I andra fall är handeln med certifikat fullt ut konkurrensutsatt. Härigenom kommer handeln med certifikat att utgöra ytterligare ett konkurrensmedel för elhandlarna. För att elanvändaren ska kunna bilda sig en uppfattning om de kostnader som kvotplikten medfört ska elleverantören vara skyldig att särskilt redovisa det pris han debiterat sin kund för elcertifikaten.
Nätföretagen är enligt förordningen (1999:716) om mätning, beräkning och rapportering av överförd el skyldiga att mäta mängden överförd el i bl.a. uttagspunkten. Uppgifterna rapporteras till den som levererat el i uttagspunkten. Uppgifterna om elanvändningen skulle därmed kunna hämtas från nätföretagen. Statens energimyndighet har vid behov möjlighet att begära uppgifter om elanvändningen från nätföretagen.
5.5.3. Bestämning av kvoten
Kvotens utformning – överväganden
Tid
Kvoten bör inledningsvis bestämmas för åren 2003–2010 och för varje år däremellan. Det gör det möjligt för aktörerna att planera sin verksamhet långsiktigt. Samtidigt gör periodens längd det svårt att göra en exakt avvägning av kvotens lämpliga storlek i slutet av perioden. Därför bör kvoten om så erfordras ses över när riksdagen
beslutar om energipolitiska propositioner, vilket skett med några års mellanrum under de senaste decennierna. Samtidigt bör kvoter anges för tiden efter 2010.
Utvecklingsprofil
Med utgångspunkten bestämd och inriktningsmålet angivet kan kvoten mellan 2003 och 2010 utvecklas på olika sätt. Kvoten bestäms av den totala användningen av el (nämnaren) och av produktionen av el från förnybara energikällor (täljaren). Långsiktiga bedömningar av den totala användningen av el kan hämtas från de långtidsbedömningar som Energimyndigheten genomför i olika sammanhang, senast som underlag till Klimatkommittén och till den svenska nationalrapporten till FN:s klimatkonvention. Bedömningen av den önskvärda och möjliga produktionen av el från förnybara energikällor måste göras med utgångspunkt i det material, som redovisats i kapitel 3, där kostnader och potentialer för en sådan produktion beskrivs.
Kvoten kan komma att utvecklas på några olika sätt. Figur 5.3 visar principen för några olika utvecklingsmodeller för den mängd certifikat som svarar mot en uppställd kvot:
Linjär ökning över tiden
Försiktig inledning, successiv ökning av takten
Snabb inledning, avtagande ökningstakt
Snabb inledning, avmattning av takten men med senare återhämtning
Figur 5.3: Principiell modell för utvecklingen av mängden certifikat över tiden.
Linjär ökning över tiden Det är inte troligt att kvotplikten bör förändras på detta sätt under så lång tid som under 8 år. För en kort tidsperiod kan ett antagande om linjär ökningstakt vara rimligt om det saknas ledig kapacitet i inledningen. För en längre period innebär det att man bortser från språng i teknik- och kostnadsutvecklingen.
Försiktig inledning, successiv ökning av takten Om det saknas ledig kapacitet i inledningen kan en sådan förändringstakt vara rimlig. Den återspeglar den tröghet som finns i ett nytt system. I vårt fall finns det redan anläggningar i drift och erfarenheter att bygga vidare på. Därför är inte en sådan utveckling lämplig.
Snabb inledning, avtagande ökningstakt En snabb inledning kan motiveras när det finns outnyttjad produktionskapacitet som är lätt att sätta i drift och att det dessutom finns möjlighet att öka produktionen genom små investeringar. En ökning som därefter blir allt mindre för varje år, mätt i absoluta tal, är inte trolig och, framför allt, inte önskvärd.
2002 2004 2006 2008 2010
År
Milj. certifikat
Linjär utveckling Snabb inledning Försiktig inledning Snabb inledning - avmattning - återhämtning
Snabb inledning, viss avmattning med påföljande återhämtning Efter en snabb inledning, som beskrivs i föregående stycke, har den lediga kapaciteten tagits i anspråk och de mest kostnadseffektiva investeringarna med korta ledtider genomförts. I avvaktan på att investeringar med längre ledtider kan komma till stånd sjunker ökningstakten något. Den långsiktiga teknik- och kostnadsutvecklingen gör att ökningstakten återhämtas.
Kvotperiodens längd och utformning
Kvotperioden är den period för vilken kvotplikten anges. Avstämning av certifikatinnehavet ska ske efter kvotperiodens slut. Perioden bör vara ett år och sammanfalla med kalenderår. En kvotperiod kortare än ett år innebär att kvotens utformning även måste inrymma hänsyn till säsongsvariationer i elproduktionen. En kort kvotperiod innebär också att den årliga administrationen mångfaldigas utan att målet med certifikatsystemet nås lättare.
En kvotperiod som sammanfaller med kalenderåret har fördelen att uppgifter om produktion och användning blir utjämnade med hänsyn till de säsongsmässiga variationer som förekommer i efterfrågan och utbud av el. För de elanvändare som har timvis mätning spelar kvotperiodens förläggning i tiden mindre roll, eftersom deras användning, i varje fall teoretiskt, kan redovisas för vilken tidsperiod som helst. För elanvändare som omfattas av schablonmätning är situationen annorlunda. I princip mäts användningen för just perioden 1 januari–31 december endast för var tolfte användare eftersom avläsning sker en gång per år och efter ett rullande schema. Schablonmätningen ska emellertid göra det möjligt att redovisa användningen för tolvmånadersperioder eftersom mätning ska ske minst en gång om året.
Det är inte möjligt att tillämpa en rullande kvotperiod när kvotplikten fastställs för kalenderår.
Förslag till kvot och kvotutveckling
Certifikathandelssystemet ska bidra till att produktionen av el från förnybara energikällor ökar. Det viktiga är därför att värdet på täljaren i kvoten ökar. Kvoten är ett instrument för att enkelt och praktiskt göra det möjligt för den kvotpliktige att relatera det
nationella målet till den egna elförbrukningen och att bilda sig en uppfattning om hur många certifikat han eller hon kommer att behöva leverera på avstämningsdagen.
Vi har uppskattat potentialen för elproduktionen från de certifikatgrundande energikällorna i tabell 5–3. Bedömningen av potentialen i nyproduktion baseras på uppgifter om produktionskostnaderna i nya anläggningar inom de olika kraftslagen som utredningen tagit del av. Uppgifterna har som regel angivits i form av en potentiell produktion inom ett visst kostnadsintervall. På grundval av dessa uppgifter har kolumnen Nyproduktion i tabellen och figur 5.4 konstruerats. Vi har inte kunnat precisera den exakta tidpunkten för när potentialen är tillgänglig eftersom ledtiderna är olika för olika slag av investeringar. Potentialen är dock tillgänglig före år 2010.
Tabell 5–3 Bedömd befintlig produktion 2002 samt uppskattad produktion av certifikatgrundande el. TWh.
Energikälla Befintlig prod. 2002
Expansion inom exist. anl.
Nyproduktion
Vindkraft
0,5
3,0
1)
Vattenkraft 1,7
1,0
1,0
Kraftvärme 0,9
2,0
2,0
Mottryck
3,0
2)
2,2
1,5
Summa
6,1
5,2
7,5
1) Nyproduktion inom kostnaden 55 öre/kWh. 2) Källa: ÅF-Energikonsult, bilaga 6.
Vår bedömning är att tillförseln utöver den befintliga produktionen år 2002 kan uppgå till 10 TWh, varav ungefär hälften genom expansion i befintliga anläggningar och hälften genom nyproduktion.
Vi har analyserat kostnader och potentialer för de olika kraftslagen som är certifikatsgrundande. Vi har därvid kommit fram till nedanstående ganska grovt beskrivna utbudskurva. Kurvan visar elproduktionskostnaden för tillkommande elproduktion från förnybara energikällor.
Figur 5.4: Utbudskurva för elproduktion från tillkommande förnybara energikällor.
Vår bedömning är att expansionen i existerande anläggningar kan ske snart efter införandet av certifikatsystemet. Den kan ske med måttliga eller inga investeringar och små omställningsinsatser, t.ex. genom bränslebyten och ökad mängd fullasttimmar.
Vi har dock valt att vara relativt försiktiga vid nivåläggningen av kvotplikten under startåret 2003 för att ge alla aktörer en god möjlighet att finna sig tillrätta i systemet.
Investeringar i nya anläggningar kan innebära behov av längre ledtider mellan beslut och drifttagning. Det gäller särskilt vid etablering av storskaliga anläggningar, där ledtider på 2–4 år kan väntas. Tillskottet från nyinvesteringar kommer över 1 TWh/år först efter några år.
Ovanstående överväganden och överväganden om ”kurvformerna” tidigare i avsnittet leder fram till förslaget i tabell 5–4, som visar det bedömda årliga tillskottet till produktionen av certifikatgrundande el med den bedömda situationen år 2002 som bas.
0 10 20 30 40 50 60
0
5
10
15
20
TWh
Öre per kWh
Tabell 5–4 Bedömd utveckling av total tillförsel och ackumulerat tillskott av certifikatgrundande elproduktion 2003–2010. TWh.
År
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Total tillförsel
6,5 7,8 9,8 11,8 13,3 14,5 15,3 16,1
varav tillskott jämfört med 2002
0,4 1,7 3,7 5,7 7,2 8,4 9,2 10,0
Vi har ställt denna kurva mot den totala energianvändningen, så som den beskrivs i underlaget till Energimyndighetens rapport med anledning av den tredje nationalrapporten till FN:s klimatkonvention, den s.k. NC3-rapporten.
Om stora anläggningar inom elintensiv industri såsom definierats tidigare i avsnittet, tilldelas kvotplikten noll innebär det att nämnaren minskar från ca 137 TWh till ca 100 TWh år 2003. Kvotens utveckling exklusive deras anläggningar framgår av tabell 5-5:
Tabell 5–5 Kvotens utveckling 2003–2010, exklusive elintensiv industri.
År 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Kvot 0,064 0,076 0,095 0,114 0,128 0,139 0,146 0,153
5.6. Sanktionsavgift
Sanktionen för ej fullgjord kvotplikt ska utgöras av en avgift (sanktionsavgift) som för varje kvotperiod (kalenderår) ska uppgå till 150 % av det volymvägda medelvärdet av certifikatpriset under den tolvmånadersperiod som föregår senaste inlämningsdag för uppfyllande av kvotplikten. Denna senare tidpunkt är 1 april året efter kvotperiodens (kalenderår) utgång. Sanktionsavgiften avseende åren 2003–2007 ska dock ej överstiga 200 kr/certifikat. Den högsta gränsen för sanktionsavgiften från och med år 2008 och framåt ska förslagsvis bestämmas av riksdagen under år 2005.
Eftersom sanktionsavgifter normalt ej är avdragsgilla i företagens redovisning blir i realiteten företagets nivå för sanktionsavgiften
200 x 1,28 = 256 kr/certifikat i det fall företaget redovisar beskattningsbar vinst (företagens skattesats är 28 %).
Motiv:
Med en ”flytande” sanktionsgräns minskas risken för att sanktionen i sig blir prisnorm, speciellt för den inledande handeln under året. Den bör också motivera aktörerna att fullfölja kvotplikten istället för att i första hand ta straffet. En effektiv prisbildning kommer att innebära att certifikatpriset kommer att följa det jämviktspris som uppstår mellan utbud och efterfrågan av certifikat. Den utbudskurva som vi kommit fram till och de kvotkrav som föreslås innebär att jämviktspriserna för certifikat under den inledande femårsperioden ligger i intervallet 60–150 kr/certifikat. Efter denna period kommer alltmer av nyproduktion att tas i anspråk för att uppfylla kvotkravet. Det kan därvid finnas ett behov av att se över den absoluta nivån för sanktionsavgiften. Den absoluta sanktionsavgiften kan också ses som ett konsumentskydd för att inte riskera alltför höga sanktionsnivåer.
Producentens intäkter består av elpris och certifikatpris. Det elpris som producenten kan få är starkt avhängigt den totala vattenkraftproduktionen i det nordiska systemet. Det betyder att ett våtår ger låga elpriser och ett torrår ger höga elpriser, allt relaterat till ett normalår. Prisbildningen på certifikat är också avhängig vattenkraftproduktionen under året. Genomslaget på certifikatpriset torde dock vara mindre genom att vattenkraftens relativa andel av certifikatmarkanden är mindre och att det finns möjlighet att ”köpa sig i fatt” under ytterligare tre månader samt att certifikaten är lagringsbara mellan torrår, våtår och normalår. Men även ur denna aspekt är en ”variabel” sanktionsavgift att föredra framför enbart en i förväg bestämd absolutnivå.
5.7. Golv – en statlig garanti under en inledande femårsperiod
Vid övergången från nuvarande stödsystem till ett mer marknadsbaserat sätt att främja elproduktion från förnybara energikällor är det mycket viktigt att det nya certifikatsystemet uppnår en hög trovärdighet och uppfattas som stabilt. Vi har då funnit det angelä-
get att ge producenterna under en inledande femårsperiod ett producentskydd mot alltför låga certifikatpriser. Golvet avtrappas successivt och försvinner helt efter fem år. Efter fem år har också kvotplikten ökats så att risken för mycket låga certifikatpriser torde vara väsentligt mindre. Golvet startar med en statlig prisgaranti på 60 kr/certifikat år 2003. Beloppen visas i tabell 5–6. Finansieringen av garantin behandlas i avsnittet 6.3.
Tabell 5–6 Garantinivå. Kr per certifikat.
År Garanti (golv) 2003 60 2004 50 2005 40 2006 30 2007 20
2008– 0
Inlösen av certifikat enligt den statliga prisgarantin kan ske efter den 31 mars året efter kvotperiodens utgång. Utbetalningen av stödet ska ha skett senast den 30 juni året efter kvotperiodens utgång.
Vi har värderat möjligheterna att låta producenterna lösa in certifikaten löpande under kvotperioden. Fördelen med ett sådant arrangemang är, sett ur ett producentperspektiv, att det skulle ge producenten möjlighet till en bättre likviditet. Å andra sidan innebär en inlösen till det garanterade golvpriset under löpande kvotperiod att producenten avhänder sig möjligheten att sälja certifikaten till ett högre pris senare, varför det är sannolikt att denna möjlighet skulle utnyttjas i ringa grad. Nackdelen med en kontinuerlig inlösenmöjlighet är att det kan ha en prispåverkande effekt eftersom staten löser in och annullerar certifikat under perioden. Det skulle finnas en teoretisk möjlighet att staten skulle kunna agera på certifikatmarkanden och inte annullera certifikat utan försöka sälja dessa inlösta certifikat. Vi har dock bedömt att staten inte bör vara någon direkt aktör på certifikatmarknaden, eftersom staten i sig kan uppfattas som en dominerande aktör. Vi har sammanvägt skälen för en kontinuerlig inlösen mot att göra en inlösen efter kvotperiodens utgång. Vi har därvid funnit att skälen för en inlösen efter kvotperiodens utgång överväger skälen för en inlösen kontinuerligt under kvotperiodens gång.
5.8. Certifikaten
Ett elcertifikat utgör ett bevis om att en megawattimme elektrisk energi producerats i en sådan anläggning för elproduktion från förnybara energikällor som godkänts av Staten energimyndighet för användning enligt lagen om elcertifikat.
Elcertifikatet är också ett värdepapper, som är avsett att omsättas på en marknad för elcertifikat. Genom att till Statens energimyndighet lämna in en tillräcklig mängd certifikat, som motsvarar kvotskyldigheten, undgår den kvotpliktige att erlägga den sanktionsavgift som annars hade ålagts honom.
5.8.1. Certifikatens innehåll
Elcertifikaten utformas som elektroniska dokument, som lagras i en elektronisk databas. Certifikatens ”valör” föreslås vara 1 MWh, dvs. för varje MWh el från en godkänd produktionsanläggning får ett certifikat utfärdas.
Den minsta mängd information, som måste finns på certifikatet är ett unikt identifikationsnummer. Vid sidan om certifikatregistret kan en rad register ordnas, med information om produktionsanläggningarnas egenskaper och producentföretagen. Med identifikationsnumret som nyckel kan rapporter skapas för att fylla skilda behov. Omvänt kan också rapporter skapas över ”certifikatproduktionen” vid skilda anläggningar och inom olika företag.
Med den föreslagna utformningen av certifikatens innehåll kan kraven på internationell harmonisering enkelt tillgodoses, vad gäller information om produktionssätt och -anläggningar.
5.8.2. Certifikat – värdehandlingens tillkomst, avräkning och annullering
Systemet bygger på att Affärsverket svenska kraftnät ger ut certifikat till godkända producenter i förhållande till dessas elproduktion. Annulleringen av certifikat görs av Statens energimyndighet. Alla certifikat som redovisats inför respektive kvotpliktigs kvotplikt annulleras.
Mätning och rapportering av elproduktion
Enligt 3 kap 10 § ellagen (1997:857) är den som har nätkoncession som huvudregel skyldig att utföra mätning av mängden överförd el och dess fördelning över tiden. I paragrafens andra stycke stadgas att om en elanvändare har ett säkringsabonnemang om högst 200 ampere eller tar ut en effekt om högst 135 kilowatt vid lågspänning ska nätkoncessionshavaren i stället dels preliminärt beräkna mängden överförd el och dess fördelning över tiden (preliminär schablonberäkning), dels slutligt mäta mängden överförd el och beräkna dess fördelning över tiden (slutlig schablonberäkning). Detta gäller enligt tredje stycket dock inte en elanvändare som begärt att mängden överförd el och dess fördelning övertiden ska mätas. Enligt punkt 4 i övergångsbestämmelserna till lagen (1999:770) om ändring i ellagen får inmatningen från producenter samt förbrukningen hos elkunder som inte omfattas av bestämmelsen i 3 kap. 10 § andra stycket till utgången av år 2001 mätas och beräknas enligt den nämnda bestämmelsen.
I budgetpropositionen 2000/2001:01 föreslås en förlängning av övergångsbestämmelserna såvitt avser inmatning av elproduktion till utgången av år 2002. Det pågår för närvarande ett beredningsarbete inom Näringsdepartementet beträffande vad som ska gälla för mätning och rapportering avseende små elproducenter efter år 2002, där kostnaderna för timmätning framstår som oskäligt höga. Det åligger nätkoncessionshavaren att rapportera resultaten av mätningar och beräkningar till Affärsverket svenska kraftnät. Närmare bestämmelser om mätning och rapportering finns i förordningen (1999:716) om mätning, beräkning och rapportering av överförd el samt i Statens energimyndighets föreskrifter och allmänna råd om mätning, beräkning och rapportering av överförd el (NUTFS 1999:2).
I det nuvarande systemet är alltså flertalet produktionsanläggningar timmätta. Rapportering av preliminära resultat till Affärsverket svenska kraftnät sker dagligen kl. 10.00 dagen efter mätdygnet. I rapporterna kan dock inte enskilda produktionsanläggningar identifieras. Slutliga rapporter skickas till Affärsverket svenska kraftnät den femte vardagen efter mätdygnet i aggregerad form. Ett antal anläggningar är inte timmätta. Här sker manuell avläsning och rapportering minst en gång per år. Återrapportering till producenten av uppmätt produktion sker endast en gång per år om inte annat överenskommits.
Vid införandet av ett system med elcertifikat föreslås ett antal förändringar och kompletteringar i hanteringen av mätvärden:
All rapportering av inmatad elproduktion från förnybara energikällor måste ske på ett sådant sätt att den enskilde producenten kan identifieras.
För elproduktionsanläggningar som är försedda med timmätning föreslås att certifikattilldelningen sker i den takt avräkningen av timvärden normalt behandlas inom Affärsverket svenska kraftnät.
För icke timmätta anläggningar behövs underlag i form av avlästa mätvärden för att få tilldelning av certifikat. Önskemålet om frekvensen på tilldelningen av certifikat blir därmed styrande för avläsningsbehovet. I mätvärdeshanteringen för schablonavräknade anläggningar görs i dagens system en årsavräkning. Om ägaren till en sådan produktionsanläggning önskar en tätare avläsning, rapportering och tilldelning av certifikat kan det avtalas mellan nätföretaget och ägaren av produktionsanläggningen. Efter avläsning rapporterar nätföretaget rapporterar dessa mätvärden vidare till Affärsverket svenska kraftnät.
Registrering och utgivning av elcertifikat
Systemet bygger på att elcertifikaten ska ges ut i dematerialiserad form, dvs. endast existera i form av kontoföring i ett register. Enligt avsnitt 6.3.3 blir Affärsverket svenska kraftnät ansvarig instans för registret, utgivningen av certifikat samt den prisinformation, som är kopplad till verksamheten.
Annullering av elcertifikat
Energimyndigheten ansvarar för att annullering sker av de certifikat som inlämnats till myndigheten för att uppfylla kvotplikten. Övriga utestående certifikat har obegränsad giltighetstid, se avsnittet nedan.
5.8.3. Certifikatens giltighetstid - spara och låna certifikat
Vi föreslår att certifikaten får en obegränsad giltighetstid.
Certifikatens giltighetstid har betydelse för marknadens funktionssätt. Spara och låna certifikat är två företeelser som kan bidra till att göra efterfrågan på certifikat litet mera elastisk och underlätta marknadens funktion. I engelskspråkiga sammanhang talar man om ”banking” och ”borrowing”.
Under avsnittet om kvotplikt har beskrivits möjligheten att under de första tre månaderna året efter kvotplikten inträffar kunna handla in certifikat och därigenom kunna uppnå sin kvotplikt för kvalifikationsåret. Något oegentligt kan det kallas att ”låna”, även om det sker med redan utgivna certifikat. Certifikatens giltighetstid har också bärighet på prisbildningen och på likviditeten i marknaden. Om alla certifikat som handlas på marknaden är lika mycket värda blir likviditeten bättre än om det finns certifikat, som har olika inbördes värde vilket blir fallet om de har olika giltighetstid. Marknaden blir då fragmenterad och likviditeten sämre. Å andra sidan finns det skäl som talar för att certifikatens giltighetstid ska vara begränsad. Ett skäl är att man på en begränsad marknad kan minska risken för olika marknadsimperfektioner. Ett annat skäl är att om giltighetstiden på certifikat är kort, så är det mer troligt att certifikaten snabbt kommer ut på marknaden och blir tillgängliga för köparna.
Vi har värderat argumenten för och emot en begränsad giltighetstid. Vi har bedömt nackdelar såsom riskerna för marknadsimperfektioner som mindre än de fördelar som en obegränsad giltighetstid har för att få maximal likviditet, men också för att kunna motverka svängningar mellan torrår och våtår. Förhållandet att certifikaten ges obegränsad giltighetstid bör inte förhindra en senare regeländring, exempelvis till följd av internationell harmonisering.
5.8.4. Utländska certifikat – internationella förhållanden
Då det gäller möjligheten att uppfylla kvotplikten genom import av förnybar el producerad i utlandet liksom då det gäller frågan om möjligheten att uppfylla kvotplikten med utländska elcertifikat föreslår vi att riksdagen bemyndigar regeringen att meddela föreskrifter i dessa hänseenden.
I nuläget är certifikatsystem som i vissa avseenden liknar det svenska under utveckling i flera EU-länder. Innan det är möjligt att harmonisera de olika systemen fullt ut krävs dock överenskommelser beträffande bl. a. vilken elproduktion som ska berättiga till certifikat, hur dubbelsubventionering genom att certifikat erhålls i flera länder undviks m.m. Vi anser att ett sådant harmoniseringsarbete bör bedrivas skyndsamt eftersom en större marknad för elcertifikat skulle medverka till en ännu bättre prisbildning på certifikaten. I harmoniseringsarbetet ligger också att definiera kraven på de utländska certifikat som ska kunna användas för att uppfylla kvotplikten i Sverige. På motsvarande sätt kan definitionen av de svenska certifikaten behöva modifieras.
För att inte fördröja en sådan process genom nytt lagstiftningsarbete bör riksdagen redan nu bemyndiga regeringen att meddela nödvändiga föreskrifter i dessa hänseenden.
5.9. Nätsubventioner för småskalig elproduktion
5.9.1. Bakgrund
Före avregleringen 1996 bestämdes ersättningen till småskalig kraftproduktion (en elproduktionsanläggning som kan leverera en effekt om högst 1 500 kilowatt) utifrån av Svenska Elverksföreningen utarbetade rekommendationer benämnda EKOVISAM. Den ersättningen byggde på eldistributörens alternativkostnad för inköp av råkraft.
Dagens reglering som återfinns i 4 kap. 10 § ellagen och som innebär att småskalig kraftproduktion endast ska betala årlig avgift för mätning, beräkning och rapportering infördes i ellagstiftningen den 1 januari 1996. (Energikommissionens delbetänkande Ny elmarknad, SOU 1995:14 och prop. 1994/95:222. Begreppet ”beräkning” infördes i samband med schablonberäkningsreformen, se prop. 98/99:137). Detta innebär att sådana anläggningar inte betalar någon årlig avgift för själva överföringen av elen. Samtidigt infördes en bestämmelse om att innehavaren av en produktionsanläggning har rätt till ersättning av nätkoncessionsinnehavaren för den nytta i nätet som produktionsanläggningen medför (nuvarande 3 kap. 15 § ellagen).
Energikommissionen motiverade avsteget från kostnadsriktigheten med att den småskaliga miljövänliga elproduktionen bör få
ekonomiska villkor som stimulerar en fortsatt utbyggnad, och att utformningen av nättariffen för inmatningspunkter på lokalnäten kommer att få en avgörande betydelse för sådana produktionsanläggningars lönsamhet. Nättariffen för dessa produktionsanläggningar borde därför särskilt regleras i lag.
I 4 kap. 10 § tredje stycket anges att om flera anläggningar som kan leverera en effekt om högst 1 500 kilowatt är belägna i närheten av varandra och gemensamt matar in el på ledningsnätet ska anläggningarna betraktas som separata anläggningar vid tillämpningen av denna paragraf. Detta innebär att t.ex. hela vindkraftparker som tillsammans har en mycket större effekt än 1 500 kilowatt endast behöver betala den del av nätkostnaderna som avser mätning, beräkning och rapportering.
Elnätsutredningen pekade i sitt delbetänkande (Elnätsföretag -Regler och tillsyn, SOU 2000:90) på att bestämmelsen som innebär att småskaliga kraftproduktionsanläggningar befrias från avgifter till nätföretag bör ses över. Som motiv härför angavs bl.a. att nuvarande reglering medför höga och växande nättariffer för kunderna i vissa nätområden och kommer också på sikt verka hindrande för utvecklingen av miljövänliga elproduktionsanläggningar.
Elnätsutredningen pekade vidare på att det kunde vara lämpligt att avskaffa avgiftsreduktionen för småskaliga kraftproduktionsanläggningar i samband med införandet av ett generellt stöd som exempelvis certifikathandel.
5.9.2. Uppdraget m.m.
Regeringen har överlämnat frågan om nätsubventioner till Elcertifikatutredningen med en begäran om att utredningen ser över om det är möjligt att avskaffa avgiftsreduktionen för nättjänsten för småskaliga elproduktionsanläggningar och istället på något sätt hantera detta stöd med hjälp av ett certifikatsystem.
För att utröna konsekvenserna av ett borttagande av avgiftsreduktionen enligt 4 kap. 10 § ellagen har Svensk Energi och några nätföretag varit oss behjälpliga med erforderligt underlag. Underlaget redovisas i bilaga 9.
5.9.3. Förslag till åtgärder
Vid tidpunkten för införandet av bestämmelsen i 4 kap. 10 § ellagen fanns det inom varje nätkoncessionsområde inte särskilt många produktionsanläggningar som berördes. Med tiden har dock antalet sådana anläggningar ökat och det har också blivit mer och mer vanligt att det anläggs hela vindkraftparker där varje anläggning för sig inte är större än 1 500 kilowatt. Med ovan angivna reglering åtnjuter hela vindkraftparken den aktuella avgiftsreduktionen. Detta har med tiden lett till att nätföretag som inom sitt koncessionsområde har särskilt gynnsamma förhållanden för förnybar småskalig kraftproduktion fått vidkännas betydande kostnadsökningar. Dessa kostnadsökningar måste nätföretaget fördela på sina övriga kunder. Detta har i vissa fall lett till att nättariffen för övriga kunder inom koncessionsområdet ökat med i storleksordningen 10–20 procent.
Som elnätsutredningen påpekat riskerar bestämmelsen om avgiftsbefrielse från nätöverföringsavgiften att hindra den fortsatta utvecklingen av miljövänlig elproduktion. Utvecklingen mot större och effektivare vindkraftverk går snabbt men gränsen 1 500 kilowatt som medger extra stöd blir därmed ett hinder för utvecklingen. Det förekommer till och med att anläggningar minskas ned till en effekt om högst 1 500 kilowatt för att därigenom komma i åtnjutande av befintliga stöd.
Det blir också allt svårare för större vindkraftparker att få respons från nätföretagen att uppföra anläggningarna inom deras områden där stora utbyggnader av näten blir nödvändiga men där nätföretagens intäkter från vindkraftparken är försumbara och utbyggnaden istället leder till dyrare nättariffer för de befintliga kunderna i nätområdet.
Av inhämtat underlag framgår att elproduktionsanläggningar större än 1 500 kilowatt och som därmed ska erlägga normal nätavgift betalar någonstans mellan 1 och 5 öre per kWh i nätavgift medan anläggningar som är mindre enbart betalar en fast avgift för mätning, beräkning och rapportering som utslaget per producerad kWh uppgår till 0,15–0,25 öre.
Ett avskaffande av regleringen i 4 kap. 10 § ellagen skulle således med dagens tariffsättning för elproduktionsanläggningar över den angivna effektgränsen leda till att den småskaliga kraftproduktionen belastades med ytterligare kostnader i storleksordningen 0,8– 4,8 öre per kWh.
Detta ska vägas mot de nackdelar med dagens system som angivits ovan. Vi finner att dessa nackdelar är påtagliga och riskerar att leda till suboptimeringar av framtida investeringar i miljövänliga elproduktionsanläggningar för förnybar elproduktion. Vi anser därför att övervägande skäl talar för ett borttagande av den befintliga regleringen i 4 kap. 10 § ellagen.
Det finns emellertid anledning att under en relativt lång övergångsperiod kompensera dem som idag får denna avgiftsreduktion för kostnadsökningen.
Vi föreslår därför att anläggningar som vid lagens ikraftträdande hade sådan avgiftsbefrielse som anges i 4 kap. 10 § ellagen under en övergångsperiod som sträcker sig till och med år 2010 av Statens energimyndighet tilldelas en ersättning som motsvarar en tredjedel av den enligt 3 kap. 9 § lagen om elcertifikat beräknade medelvärdet för ett elcertifikat, dvs. per producerad MWh. Den nu föreslagna ersättningen har tagits in som en övergångsbestämmelse till ellagen. Vid ett genomsnittligt certifikatpris på 100 kr per certifikat motsvarar ersättningen 3,3 öre/kWh. Denna nivå motsvarar genomsnittet av de nuvarande nätkostnaderna enligt det underlag som ställts till vårt förfogande (se bilaga 9).
Vi har också övervägt möjligheterna att klara övergångslösningen inom själva certifikatsystemet. Tekniskt skulle det kunna ha lösts genom en extra tilldelning av en tredjedels certifikat per producerad MWh. Nackdelen med ett sådant system är att det frångår principen om en tilldelning av ett certifikat per producerad MWh och skulle kunna uppfattas som en komplikation av systemet. Vi har i avsnitt 8.5 generellt analyserat möjligheterna till olika certifikattilldelning för tillkommande produktion som funktion av tiden. I samband med simuleringar som beskrivs i bilaga 5 har möjligheterna till olika certifikattilldelning för olika kraftslag analyserats. I båda dessa fall uppstår svårigheter att på ett korrekt sätt beräkna sambandet mellan kvotplikt och uppnådd målsättning när det ej finns ett enhetligt samband mellan elproduktion och antal utgivna certifikat baserat på olikheter i ålder och kraftslag. Vi har följaktligen föreslagit en övergångslösning i form av ett särskilt stöd till anläggningar som vid lagens ikraftträdande (1 januari 2003) har sådan avgiftsbefrielse som anges i 4 kap. 10 § ellagen.
Vi vill dock peka på vikten av att dessa frågor särskilt följs upp av Energimyndigheten. Vi vill också peka på att det för framtiden kan finnas ett behov av att analysera och belysa fördelningen av nätavgifter mellan produktion och konsumtion samt nätavgifterna för
produktion kopplad till den ersättning för nätnyttan som producenten erhåller av innehavaren av nätkoncession enligt 3 kap. 15 § ellagen.
5.10. Biobränslebaserad kraftvärmeproduktion – vissa skatteffekter
Inom skattelagstiftningen för elkraft finns ett avdragsbestämmelse avseende el som framställts i en kraftvärmeanläggning och som används för el-, gas-, värme- och vattenförsörjningen i den egna verksamheten. Kriteriet ”inom den egna verksamheten” har i domstol tolkats som att förbrukningen sker inom samma juridiska person. Det kan betyda att produktionen och konsumtionen sker i olika fysiska nät.
Bestämmelsen i lagen (1994:1776) om skatt på energi 11 kap. 9 § 4 innebär att det finns ett val mellan att göra avdrag för ingående skatt på det bränsle som åtgår för elproduktionen och att göra avdrag för den elkonsumtionsskatt som normalt skulle utgått vid förbrukning i elpannor/värmepumpar, som finns i den egna verksamheten. Om elproduktionen sker med biobränslen, som inte belastas med några bränsleskatter eller med naturgas där bränsleskatten är lägre än elskatten, är det fördelaktigt att välja avdrag för elkonsumtionsskatten. Konsekvensen blir ett avdrag för den konsumtionsskatt som finns för värmeproduktion (f.n. är avdraget 15,8 öre/kWh, som föreslås att höjas med 1,6 öre/kWh till år 2002 enligt budgetpropositionen 2001/2002:01). Den aktuella avdragsregeln i 11 kap. 9 § 4 lagen om skatt på energi har tidigare beskrivits i (Ds 2000:73) Utvärdering av Skatteväxlingskommitténs energiskattemodell. I nämnda departementspromemoria påpekas att avdraget medför en omfattande användning av elpannor och värmepumpar och att det i vissa fall motverkar syftet med den förhöjda skatten för stora elpannor. På dessa grunder kan det ifrågasättas om det är motiverat att behålla avdragsrätten.
5.10.1. Omfattning
Enligt uppgifter som vi inhämtat från Riksskatteverkets särskilda skattekontor i Ludvika var återbetalningen 128 mnkr för år 2000, vilket motsvarar en årlig omsättning av ca 900 GWh. Med tolk-
ningen att avdraget får göras inom samma juridiska person förväntas en ökning ske till kommande år.
5.10.2. Förslag
Avdragsrätten i lagen om skatt på energi infördes för att göra det möjligt att främja kraftvärmeproduktion. Från början var avdraget i eldeklarationen obligatoriskt, men 1993 gavs frivillighet. Det vill säga producenten kunde fritt välja om avdraget skulle göras i bränsledeklarationen eller i eldeklarationen för egenförbrukad el. Ur ren miljösynpunkt torde den här relaterade elproduktionen kunna tilldelas certifikat. Vi föreslår ett certifikatsystem som också syftar till att främja elproduktion från förnybara energikällor. Ett bibehållande av avdragsrätten kombinerat med ett certifikatsystem kan då ses som ett dubbelt stöd med samma syfte. Vi föreslår en översyn av avdragsrätten för biobränslen. Vi har också observerat att konsekvensen av de förslag som framförs i Skatteväxlingskommitténs betänkande (SOU 1997:11 Skatter, miljö och sysselsättning) innebär att biobränslen enbart skulle främjas genom certifikattilldelning. Detta som en direkt följd av att fjärrvärme föreslås beskattas som industri och därmed inte betala någon avdragsgill elskatt på egenförbrukad el utan bara en lägre nivå av koldioxidskatt. Den biobränslebaserade kraftvärmeproduktionen tilldelas enligt förslagets definitioner certifikat och användningen av el inom det egna systemet betraktas som kvotpliktig.
5.11. Behov av kompletterande åtgärder
Det certifikatsystem som vi föreslår är ett generellt verkande styrmedel. Vi har i inledningen till detta avsnitt beskrivit systemets förtjänster när det gäller exempelvis konkurrens mellan olika kraftslag. Vidare finns inom certifikatsystemet övergångsregler för befintlig vindkraft och för att kompensera för borttagandet av de nätsubventioner som nu utgår för småskalig elproduktion med en effekt om högst 1 500 kW.
Åtgärder som kompletterar certifikathandelssystemet erfordras om certifikatsystemet inte till fullo förmår att uppfylla de mål som ställs upp för systemet. De kan sammanfattas i följande punkter:
Systemet ska
- skapa stabila spelregler
- vara möjlig att internationalisera
- undvika störningar i elmarknadens funktion
- skapa rimliga villkor för befintliga anläggningar
- stimulera teknikutveckling och kostnadseffektivitet
- främja nyetablering
Genom att ange kvoter för en lång tid framåt skapas stabila spelregler. De variationer i certifikatpriset som är följden av variationer i utbud och efterfrågan är inte ett resultat av att spelreglerna är instabila utan är ett uttryck för marknadens sätt att fungera.
Certifikathandelsmodellen konstrueras så att den är möjlig att harmonisera med andra länders certifikatmodeller. Harmonisering kan emellertid inte ske genom att det svenska systemet ensidigt anpassas till de system som finns eller är under uppbyggnad i näraliggande länder. Det är redan en praktisk omöjlighet genom att de skilda system som utvecklas i Nordeuropa är alltför olika till sin utformning. I kapitel 2 redovisas förhållandena i en rad länder. EGrätten kan emellertid tvinga fram en ganska snabb harmonisering i och med att varje nation är tvungen att under vissa omständigheter acceptera andra länders certifikat. Sambandet mellan el och certifikat består enbart i att den mängd el som produceras i certifierade anläggningar berättigar producenten en motsvarande mängd certifikat. Elen säljs antingen genom bilaterala avtal mellan producent och användare eller över elbörsen medan certifikaten handlas på en särskild handelsplats under andra former än vad som gäller för elen. Elmarknadens funktion kommer därför inte att påverkas av etableringen av certifikathandeln. Elpriserna kan möjligen komma att påverkas något 52 men det innebär inte att marknadens funktion störs av certifikathandelssystemet.
Det är inte i första hand de befintliga anläggningarnas behov av stöd som är avgörande för de totala kostnaderna för systemet. Kortsiktigt kan låga certifikatprisnivåer (=låga totalkostnader) åstadkomma ett betydande utbud av el från förnybara energikällor. En av svårigheterna är att konstruera modellen så att befintliga anläggningar inte blir starkt överkompenserade med överkostnader för konsumenterna som följd när nyinvesteringarna ska ges tillräcklig kostnadstäckning.
52 Se ECON-studien, bilaga 4.
Teknikutveckling är inte möjlig att få till stånd utan investeringar i nya anläggningar eller i ombyggnader av befintliga. En stabil ökning, eller i varje fall en förutsägbar ökning, av efterfrågan på certifikat är en utmärkt grund för en kontinuerligt pågående teknikutveckling. Även om förverkligandet av de tekniska landvinningarna sker med ojämna mellanrum är det av stor betydelse att förutsättningarna för utvecklingen är kontinuerligt goda.
Det är vår bedömning att de intäkter som certifikathandeln genererar till elproducenterna inledningsvis knappast kommer att räcka till för att underhålla en teknikutvecklig inom alla de kraftslag som kan producera certifierad el. Det hänger samman med att produktionskostnaden för el från nya anläggningar inom vissa kraftslag inledningsvis knappast kan konkurrera framgångsrikt med befintlig kapacitet och potential för produktionsökning i alla kraftslag. Konsekvensen av detta är att investeringarna i vissa kraftslag riskerar att minska betydligt under några år, till dess att möjligheterna att ta i anspråk ledig kapacitet och åtgärder till låga kostnader är utnyttjade. Under denna övergångsperiod behöver kompetens och produktionskapacitet hos anläggningstillverkarna upprätthållas. En möjlighet är att göra detta genom något slag av selektiv åtgärd under en begränsad tidsperiod.
Huvudlinjen i vårt förslag är att alla behov av stöd till elproduktion från förnybara energislag om möjligt ska tillgodoses med hjälp av certifikathandelssystemet och att införande av kompletterande åtgärder måste betraktas som tidsbegränsade åtgärder.
Det kompletterande behov som vi främst ser är ett separat teknikutvecklingsstöd, som kan appliceras på tekniker som idag ligger på en produktionskostnadsnivå som innebär att alltför höga certifikatkostnader för att kunna ingå i ett certifikatsystem. Målet med teknikutvecklingsstödet är att de framtida produktionskostnaderna ska komma ned till en nivå, som efter perioden med teknikutvecklingsstöd medger att tekniken ifråga kan inkorporeras i den ordinarie certifikathandeln. Ett sådant område som kan komma ifråga för teknikutvecklingsstöd är havsbaserad vindkraft, där det finns en stor potential, men där produktionskostnader och förhållanden i övrigt är sådana att det kan krävas en period med stöd till teknikutveckling. Behovet av stöd till teknikutveckling bör också framkomma i en dialog med den inom området verksamma industrin. Vi förutsätter att främst Energimyndigheten i sin ordinarie verksamhet bevakar behovet av teknikutvecklingsstöd. Energimyndigheten har också den totala överblicken över de krav som kan ställas på
innovationssystemet för att stimulera all forskning och teknikutveckling inom energiområdet.
Vidare anser vi det väsentligt att Energimyndigheten vidmakthåller och utvecklar en långsiktig kunskap inom området miljöstyrande instrument, som framöver kan samverka med ett certifikatsystem. Exempel på sådana styrmedel är utsläppsrätter, effektcertifikat och olika former av upphandlingssystem.
6. Konsekvensanalyser
Enligt 14 § kommittéförordningen (1998:1474) ska offentliga utredningar redovisa beräkningar av de lämnade förslagens eventuella konsekvenser för statens, kommuners, landstings, företags och andra enskilda kostnader eller intäkter. Om förslagen bedöms innebära kostnadsökningar eller intäktsminskningar för stat, kommun eller landsting ska utredningen även föreslå hur finansiering bör ske.
Mer specifikt berör systemet de aktörer som finns med i den ordinarie elhandeln, dvs. producenter, elhandlare och kunder samt samhället i form av staten (lagar och finanser) och myndigheter samt närliggande nationer som deltar i den internationella handeln med el och miljöstyrande instrument. Övriga konsekvenser behandlas i enlighet med 15 § kommittéförordningen i avsnitt 9.
6.1. Miljökonsekvenser
Enligt vårt uppdrag ska elproduktion från förnybara energikällor främjas med hjälp av ett certifikatsystem. Certifikatsystemet syftar till att öka produktionen av el från förnybara energikällor. De olika sätten att producera el påverkar miljön vart och ett på sitt sätt. I avsnittet relateras produktionen till de miljömål som riksdagen beslutat om53. Riksdagen behandlar under hösten 2001 den proposition om delmål och åtgärdsstrategier som lades fram i april 200154. Propositionen vidareutvecklar den miljömålsstruktur som riksdagen i april 1999 fattade beslut om55. Regeringen lämnar i propositionen ett samlat förslag till delmål, åtgärder och strategier för att nå miljökvalitetsmålen. Den innehåller förslag till delmål och åtgärdsstrategier för 14 av de 15 miljökvalitetsmålen. Målet
53Prop. 1997/98:145bet. 1998/99:MJU6, rskr.1998/99:183.54Prop. 2000/01:130 Svenska miljömål – delmål och åtgärdsstrategier.55 Bet. 1998/99MJU:6, rskr. 1998/99:183
Begränsad klimatpåverkan behandlas i en särskild proposition som lämnas till riksdagen under hösten 2001. I propositionen kommer riktlinjer för den framtida klimatpolitiken att presenteras, vilka bl.a. påverkar omställningen av energisystemet och produktionen av el från förnybara energikällor.
De 15 miljömålen har olika betydelse för de olika produktionsformerna. Det är svårt att finna något miljömål som är helt opåverkat av produktionen av el från förnybara energikällor.
6.1.1. Biobränslebaserad elproduktion
Begränsad klimatpåverkan, Frisk luft, Bara naturlig försurning och Ingen övergödning är fyra miljömål som påverkas av biobränslebaserad elproduktion och utsläpp från förbränning.
Ökad produktion av el från biobränslebaserad kraftvärmeproduktion och industriella mottrycksanläggningar är en konsekvens av elcertifikatsystemet. En del av ökningen beror på bränslebyte från fossila bränslen till biobränslen. Det påverkar sammansättningen av utsläppen till luft av bl.a. NO
x
, SO
2
och VOC 56.
NO
x
bildas till största del av kväve från luften. Utsläppen av NO
x
beror således i huvudsak på förbränningstekniken och inte på bränslet. SO
2
bildas också vid förbränning men svavlet kommer
från bränslet. Hur stora utsläppen av SO
2
blir beror på anlägg-
ningen och reningsutrustningen och bränslets innehåll spelar en helt annan roll än för bildandet av NO
x
.
Teknik för rening av utsläpp som innehåller svavel finns och tillämpas. Rening av avgaser från NO
x
är ett betydligt större
problem såväl tekniskt som ekonomiskt.
Bytet från fossila bränslen till biobränslen har positiva konsekvenser och bidrar till en bättre måluppfyllelse vad gäller de fyra angivna miljömålen även om de också leder till ökade utsläpp av partiklar. Simuleringar som utredningen låtit göra pekar på att koldioxidutsläppen minskar både i Sverige och i Norden till följd av ett införande av ett certifikatsystem i Sverige. Förklaringen till minskningen av utsläppen i Sverige ligger främst i de bränslebyten från fossila bränslen till biobränslen som genomförs i de svenska fjärrvärmesystemen.
56 VOC: Lättflyktiga organiska ämnen.
När det gäller målet Levande skogar har en ökad biobränsleanvändning effekter som kan verka i olika riktningar. Miljöeffekterna av skogsbränsleuttag är utförligt beskrivna i den miljökonsekvensbeskrivning som Skogsstyrelsen låtit genomföra 57.
6.1.2. Vattenkraft
Miljömålen Levande sjöar och vattendrag, Grundvatten av god kvalitet och Myllrande våtmarker är de som främst påverkas av en ökad elproduktion från vattenkraft. Levande sjöar och vattendrag har preciserats till att i dagens oexploaterade och i huvudsak opåverkade vattendrag ska naturliga vattenflöden och nivåer bibehållas.
Regeringen har i miljömålspropositionen markerat att utbyggnad av vattenkraft inte kan tillåtas skada värdefulla vattendrag och att vattenflöden och vattennivåer i vattendrag som påverkas av reglering så långt möjligt är anpassade för att trygga biologisk mångfald. Utbyggnad av vattenkraft och andra intrång i vattendrag som i huvudsak är opåverkade bör inte ske. Möjligheterna att miljöanpassa vattenkraften bör ske med utgångspunkten att den nuvarande produktionskapaciteten bibehålls.
Den ökade produktionen av el från av vattenkraft som utredningen bedömer kan ske med stöd av elcertifikatsystemet baseras till största delen på åtgärder i eller i anslutning till befintliga anläggningar. Effekterna på miljön är svåra att bedöma eftersom förhållandena är mycket varierande vid de olika kraftverken. Vi bedömer att endast sådana åtgärder kan komma till stånd som inte strider mot det uppställda miljömålet.
6.1.3. Vindkraft
För vindkraften gäller, med avseende på miljömålet Hav i balans samt levande kust och skärgård, att lokalisering av vindkraftverk ska ske med hänsyn tagen till bland annat natur- och kulturmiljö, friluftsliv och landskapsbild.
Beträffande miljömålet Storslagen fjällmiljö sade riksdagen i sitt beslut 1999 att fjällen ska ha en hög grad av ursprunglighet vad
57 Egnell, Nohrstedt, Weslien, Westling, Öhrlander, Miljökonsekvensbeskrivning av skogsbränsleuttag, askåterföring och övrig näringskompensation. Rapport 1:1998. Skogsstyrelsen 1998.
gäller biologisk mångfald, upplevelsevärden samt natur- och kulturvärden. Verksamheter i fjällen ska bedrivas med hänsyn till dessa värden och så att en hållbar utveckling främjas. Särskilt värdefulla områden ska skyddas mot ingrepp och andra störningar. Detta miljömål måste tas i beaktande vid etablering av ny elproduktion i fjällen.
Det stöd till utbyggnad av vindkraften som elcertifikatsystemet ger kommer enligt utredningens bedömning att kunna mångdubbla den nuvarande elproduktionen från vindkraft under de närmaste 8– 10 åren.
Energimyndigheten har i sin rapport till regeringen om planeringsmål för vindkraften redovisat lägen som uppfyller vissa kriterier som ställts upp för en utbyggnad av vindkraften. Kriterierna återspeglar inte bara tekniska villkor som bör uppfyllas utan även miljöaspekter.
Vindkraftutredningen har i en lägesrapport58 pekat på miljöeffekterna av etablering av vindkraftverk. I lägesrapporten anges följande påverkansfaktorer:
Visuell påverkan
Ljudpåverkan
Anspråk på mark- och vattenområden
Störningar av signalsystem
Effekter för djur
Graden av påverkan är specifik för varje läge. Det går därför inte att noga ange hur stor påverkan blir av den utbyggnad som kommer till stånd som en följd av elcertifikatsystemet.
I samband med den fortsatta behandlingen av vindkraftutbyggnaden bör miljöfrågorna behandlas ur ett bredare perspektiv än vad som varit möjligt för Elcertifikatutredningen.
6.1.4. Produktion av förnybar el – generellt
På nordisk nivå kommer investeringar i Sverige i elproduktion från förnybara energikällor att tillkomma. Ökad produktion av el från förnybara källor i Sverige undantränger befintlig fossilbränslebaserad elproduktion i Danmark och Nordeuropa. I ett scenario59
58SOU 1998:152 Vindkraften – en ren energikälla tar plats.59 Se bilaga 4.
med 12 TWh tillkommande elproduktion från förnybara energikällor skulle de nordiska koldioxidutsläppen från elproduktion minska från 52,5 Mton till 47,5 Mton.
Energimyndigheten har i sin vindplanerapport gjort liknande beräkningar avseende minskade CO
2
-utsläpp vid en storskalig
etablering av vindkraft och kommit till liknande resultat, dvs. en minskning med 4–8 miljoner ton CO
2
, beroende på vad vind-
kraften ersätter, vid en vindkraftproduktion av 10 TWh.
Sammanfattningsvis bedömer vi att införandet av elcertifikatsystemet kommer att leda till
- ökad markanvändning för vindkraft
- minskad användning av fossila bränslen och
- ökad användning av biobränslen.
Utredningen har inte kunnat göra någon egen analys av de sammantagna miljökonsekvenserna av dessa förändringar. De förändringar av elproduktionssystemet som elcertifikatsystemet väntas leda till sammanfaller emellertid i huvudsak med de scenarier för tiden fram till 2010 som ligger till grund för Energimyndighetens rapporter till Klimatkommittén60 och till den tredje nationalrapporten till klimatkonventionen61. I dessa rapporter redovisas miljökonsekvenserna av förändringar i energitillförseln. Redovisningarna ger en betydligt bättre helhetsbild av miljökonsekvenserna än vad Elcertifikatutredningen kan ge.
6.2 Samspel mellan en svensk certifikatmarknad och en nordisk elmarknad.
Utredningen har med hjälp av olika modeller simulerat samspelet mellan marknaden för certifikat och den gemensamma nordiska elmarknaden. En mer utförlig analys och slutsatser finns i bilagorna 4 (ECON-studien) och 5 (Profu-studien). Simuleringar har gjorts med två tidshorisonter. En typ av modellsimulering har gjorts för att se på samverkan mellan elpriset på den nordiska elbörsen och certifikatpriset år 2008. En ytterligare modellsimulering har gjorts som belyser samverkan mellan certifikatspris och de långsiktiga marginalkostnaderna för el i perspektivet 2002 fram till år 2020.
60 Energi och klimat i Sverige. Bok EB 4:2000. Statens energimyndighet.61 Energimyndighetens klimatrapport 2001. ER 13:2001.
Dessa simuleringar kan sägas utgå från en ideal situation med rationella beslutsfattare och frånvaro av spekulation och etableringshinder. En sådan situation förutsätter även en reformering av det svenska energiskattesystemet med en internationell harmonisering.
Den första simuleringen över prisbildningen på den nordiska elbörsen i tidshorisonten år 2008 (ECON-studien) visar på förändringar av elpriset till följd av ett kvotbaserat certifikatsystem i Sverige. Resultatet av ett kvotbaserat certifikatsystem är att elproduktion från förnybara energikällor med låga rörliga kostnader såsom vindkraft och vattenkraft kommer in i det samlade nordiska produktionssystemet. Eftersom vindkraften inte har något effektvärde tillkommer kostnader för effekt och kostnader för uppstart resp. stoppkostnader för anläggningar i det övriga elproduktionssystemet. Vidare medför ökad vindkraftproduktion ett ökat behov av reglerkraft. Kostnaderna för ett certifikatsystem delas mellan producenter genom ett lägre marknadspris och konsumenter genom att det totala slutpriset ökas något. Den elintensiva industrin får del av ett lägre elpris även i de alternativa scenarier där den elintensiva industrin undantas från kvotskyldigheten. Koldioxidutsläppen reduceras i Sverige framförallt genom bränslebyten i kraftvärmeverken. På den nordiska nivån reduceras koldioxidutsläppen både genom bränslebyten och genom att ökad produktion av el från förnybara energikällor i investeringsskedet ersätter elproduktion från fossila bränslen i Norge och Finland.
Figur 6.1: Elpris– och certifikatprisutveckling under olika antaganden.
0 50 100 150 200 250 300
SEK/MWh
Certifikatpris - Normal
Certifikatpris - Tyskl
Elpris - Normal
Elpris - Tyskl
Samspelet mellan elpris och certifikatpris i det mer långsiktiga perspektivet fram till omkring år 2020 visas schematiskt i figur 6.1.
Figur 6.1 visar utvecklingen av elpriser och certifikatpriser under två olika antaganden. Det första antagandet ”Normal” utgörs av ett basantagande om elprisutvecklingen i Norden. I normalantagandet kommer elpriset att stiga under perioden år 2005 till 2008. I det andra antagandet ”Tyskland” har antagits att den ökande elefterfrågan kan mötas med en betydande import av el från Tyskland till relativt sett oförändrad prisnivå. När det gäller certifikatprisets utveckling visar resultaten av dessa dynamiska simuleringar att certifikatpriset når upp till en maximal nivå på ca 15 öre/kWh i båda fallen. I normalfallet faller sedan priset till följd av att elpriset stiger. En slutsats av Profus studie är att i normalfallet sker ingen väsentlig expansion av vindkraft förrän omkring år 2010, då elpriserna stiger och ny elproduktionskapacitet behövs i systemet. Utökningen tas i stället av småskalig vattenkraft, avfallskraftvärme samt inte minst av biokraftvärme.
Slutsatsen av ECON:s simuleringar och våra därpå följande egna analyser är att förslaget till certifikatsystem samverkar med prisbildningen på el men på ett sätt som inte stör den nordiska elmarknadens funktion. Tvärtom kan konstateras att det sker en dynamisk samverkan mellan dessa båda marknadsmässiga system, som har förutsättningar att skapa effektivitet och pristransparens.
6.3. Staten
Ur samhällets synvinkel är det väsentligt att säkerställa att handel med certifikat är en effektiv metod att uppnå uppställda mål till lägsta möjliga samhällsekonomiska kostnad. Ett sådant handelssystem bör ge lägre totala kostnader för samhället än ett bidragssystem vid en given produktion av el från förnybara energikällor. Ett annat mål är att lyfta ut ersättningen från statsbudgeten och göra den oberoende av svängningar i statens finanser.
Certifikatsystemets uppgift är att vara ett verktyg för att öka produktionen av el från förnybara energikällor. De miljökonsekvenser som finns av elproduktion har stark koppling till just mängden producerad energi. Ett certifikatsystem med ett värde på certifikaten per producerad energienhet ger därför en tydlig koppling till målet. Enbart ett investeringsstöd ger ej denna direkta koppling, eftersom det ej är kopplat till framtida elproduktion.
Effektvärdet av elproduktionsanläggningar som baseras på förnybara energikällor är ofta mycket begränsat eftersom produktionen baseras på andra fysiska förhållanden som värmeunderlag, vindförhållanden och nederbörd
De direkta statsfinansiella konsekvenserna av vårt förslag är:
Inkomster från sanktionsavgifter
Momsinkomster från certifikatpriset
Utgifter för prisgarantin, det s.k. golvet år 2003–2007
Utgifter för stödet till befintliga vindkraftverk år 2003–2007
Utgifter för stöd till nätkostnader för småskalig elproduktion år 2003–2010
Utgifter för etablering av systemet år 2002–2003
Utgifter för drift av systemet
En sammanfattning av konsekvenserna återfinns i tabell 6–1.
Tabell 6–1 Statsfinansiella konsekvenser av utredningens förslag.
Mnkr
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Inkomster Sanktionsavgifter 10 12 15 18 20 22 23 24 Moms 89 106 133 159 179 194 204 235 Summa inkomster
99 118 148 177 199 216 227 259
Utgifter Prisgaranti (golv)
0 -20 -20 -20 -18 -13 0 0
Stöd t. bef. vindkraft
-73 -66 -50 -33 -17 0 0 0
Stöd t. nätavgifter
-77 -77 -77 -77 -77 -77 -77 -77
Systemdrift
-8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8
Summa utgifter -158 -171 -155 -138 -120 -98 -85 -85 Nettoeffekt -59 -52 -7 39 79 118 142 174
De nuvarande stöden i form av investeringsstöd, driftbidrag och miljöbonus gäller t.o.m. utgången av år 2002. Det beräknade stödet för år 2001 uppgår till ca 620 mnkr och har således ej räknats in i nettoeffekten ovan. Enligt utredningens direktiv ska det föreslagna
certifikatsystemet ersätta nuvarande riktade stöd. Vi föreslår därför att nu gällande investeringsstöd för el till förnybar elproduktion, driftbidraget till småskalig elproduktion samt den s.k. miljöbonusen enligt framställningen i avsnitt 3.3 ersätts med nu föreslaget certifikatsystem från den 1 januari 2003. Etableringen av systemet beräknas kosta 15–20 mnkr.
6.3.1. Statens utgifter
Nuvarande stöd i form av investeringsbidrag och driftbidrag till förnybara energikällor framgår i sammanfattning av tabell 6–2 nedan. Enligt uppgifter från Energimyndigheten uppgår anslagen till investeringsstöd till 319 mnkr år 2001. Miljöbonusen beräknas uppgå till ca 90 mnkr och driftstödet till den småskaliga elproduktionen har budgeterats till 210 mnkr.
Tabell 6–2 Investeringsstöd och driftbidrag 2001.
Anläggningstyp Investeringsbidrag Driftbidrag år 2001 Biobränslebaserad kraftvärme
25 %
–
Vattenkraft (<1,5 MW) 15 %
9 öre/kWh
Vindkraft (<1,5 MW) 15 % 27,1 öre/kWh
Vårt förslag för att främja el från förnybara energikällor tydliggör kostnaden och belastar direkt slutkonsument. Statens kostnad för garanterad inlösen av certifikat torde vara större de första åren efter introduktionen än längre fram i tiden. Det beror inte bara på att garantibeloppet sjunker från 2003 till 2007, för att upphöra helt år 2008 utan också på att kvotkravet stiger.
Hur många certifikat som kommer att lösas in är således delvis självreglerande. Om 5 procent av certifikaten löses in kommer det att kosta statskassan 20 mnkr år 2003. Den årsvisa utvecklingen framgår av tabell 6–1 ovan.
Det femåriga stödet till befintliga vindkraftverk som beskrivs i avsnitt 5.1.2 ger en total utgift under femårsperioden motsvarande ca 240 mnkr räknat på de vindkraftverk som tagits i drift t.o.m. år 2002. Under åren 2001 och 2002 har tillkommande vindkraftverk bedömts ha samma årsproduktion som de verk som tagits i drift år 2001. Den årsvisa utvecklingen framgår av tabell 6–1 ovan.
Vi föreslår också att de producenter som varit befriade från rörliga nätavgifter i enlighet med ellagens 4 kap. 10 § ska tilldelas en ersättning som motsvarar en tredjedel av det enligt 3 kap. 9 § lagen om elcertifikat beräknade medelvärdet för ett elcertifikat, dvs. per producerad MWh. Den nu föreslagna ersättningen har intagits som en övergångsbestämmelse till ellagen. Vid ett genomsnittligt certifikatpris på 100 kr per certifikat motsvarar ersättningen 3,3 öre/kWh. De producenter som omfattas är desamma som idag är berättigade till det särskilda stödet för småskalig elproduktion. Det stödet har för år 2002 beräknats till 210 mnkr, vilket motsvarar 2,33 TWh el. Med utgångspunkt i denna energimängd skulle avlösningen motsvara en kostnad av ca 77 mnkr årligen.
6.3.2. Statens inkomster
Statens inkomster från ett certifikatsystem består i huvudsak av mervärdesskatt och sanktionsavgifter. I systemet finns en sanktionsavgift för ej uppnådd kvotplikt. Sanktionsavgiften tillförs statskassan.
Certifikatavgiften är en ny skattebas för mervärdesskatt, alltså en ny intäktspost till följd av ett införande av ett certifikatsystem. Vidare är momsinkomsterna beroende av certifikatpriset. Vi har i konsekvensanalyserna ovan visat på konsekvenserna för slutkunder vid ett genomsnittligt certifikatpris på 100 kr per certifikat, vilket motsvarar 10 öre/kWh, och ett kvotkrav på 10 %. Härvid uppstår en totalkostnad utslagen på all förbrukning på 1 öre/kWh. Enligt uppgifter från Finansdepartementet ökas då de årliga momsinkomsterna med ca 140 mnkr. Storleken på momsinkomsterna vid en genomsnittligt certifikatpris på 10 öre/kWh framgår av tabell 6–1.
Den som är kvotpliktig och inte kan uppfylla kraven på leverans av certifikat vid avstämningstidpunkten drabbas av en sanktionsavgift. De bestämmelser som reglerar detta återfinns i lagförslaget och i författningskommentarerna.
Sanktionsavgiften föreslås uppgå till medelpriset för certifikat med ett tillägg på 50 procent. Avgiften maximeras till 200 kr per certifikat avseende åren 2003–2007. Sanktionsavgiften tillfaller staten.
Det samlade beloppet för ett år beror dels på hur många certifikat som saknas vid avstämningstillfället dels på certifikatens medelpris under året. Antalet saknade certifikat beror på kvotens storlek och produktionsförhållandena under tiden fram till redovisningstillfället. Eftersom de kvotpliktiga har möjlighet att anskaffa certifikat under en lång tid före avstämningstidpunkten är det troligt att endast ett litet antal certifikat kommer att saknas. Om en procent av samtliga certifikat saknas kommer sanktionsavgiften, vid ett genomsnittligt certifikatpris på 100 kr, att uppgå till ca 10 mnkr år 2003. Är certifikatpriset 150 kr blir den sammantagna sanktionsavgiften 14 mnkr under de angivna förutsättningarna. Om 5 procent av certifikaten saknas blir avgiften givetvis fem gånger så stor. Vi bedömer att de samlade sanktionsavgifterna inledningsvis kommer att bli mycket små i förhållande till den totala omsättningen av certifikat. Certifikatpriserna kommer sannolikt att vara lägre de inledande åren än längre fram i tiden eftersom det i inledningen finns möjligheter att snabbt öka elproduktionen till låg kostnad. Vår bedömning av de årliga sanktionsavgifterna om 1 % av certifikaten saknas vid kvotkontrollen och vid ett genomsnittligt certifikatpris på 10 öre/kWh framgår av tabell 6–1.
6.4. Myndigheter
De myndigheter som främst berörs av förslaget till handel med certifikat är Affärsverket svenska kraftnät och Energimyndigheten. Myndigheternas uppgifter beskrivs i avsnitt 7.3. Våra bedömningar av konsekvenserna för dessa båda myndigheter baseras på dels erfarenheterna hos experter och sakkunniga knutna till utredningen samt en av utredningen anordnad särskild genomgång med företrädare för dessa båda myndigheter av de arbetsuppgifter för myndigheterna som utredningens förslag leder fram till. De båda myndigheterna har delvis gemensamt analyserat behovet av insatser och därefter redovisat sina slutsatser beträffande resursbehov m.m. till utredningen. Myndigheternas slutsatser framgår av bilagorna 7 och 8. Nedan redovisas ett sammandrag av de uppgifter myndigheterna lämnat. Det bör tilläggas att myndigheterna haft mycket kort tid till förfogande för sina bedömningar och att deras analyser därför kan komma att behöva fördjupas på några punkter.
En sammanräkning av myndigheternas resursanspråk visar på en engångskostnad (investering) på 15–20 mnkr. De årliga kostnaderna för att driva systemet uppgår till ca 7,5 mnkr. En intressant fråga är hur dessa kostnader förhåller sig till den totala omsättningen på certifikatmarknaden. Vid ett antaget certifikatpris på 100 kronor per certifikat och en energiomsättning från el med förnybara energikällor vid mitten av perioden, år 2006–2007, på ca 12 TWh motsvarar det en årlig totalvolym på 1 200 mnkr. Myndigheternas årliga administrativa kostnad betyder alltså ca 0,6 % räknat på omsättningen.
Vi utgår ifrån att ansvariga myndigheters kostnader täcks genom anslag i den utsträckning de ej finansieras med de avgifter som förslås i kapitel 5.5.
6.4.1. Affärsverket svenska kraftnät
För Affärsverket svenska kraftnät innebär det föreslagna systemet ett antal tillkommande operativa uppgifter enligt framställningen i avsnitt 7.3.3. Sammanfattningsvis gör Svenska kraftnät följande bedömning av resursbehovet: Kostnad för uppbyggnad av systemet 8–12 mnkr, som delas med Energimyndigheten, och därutöver 1,6 mnkr. De löpande driftskostnaderna beräknas till 1,7 mnkr per år.
Osäkerheten i kostnadsbedömningen vad gäller uppbyggnaden av IT-systemet beror på att det har varit svårt att avgöra i vilken utsträckning befintliga eller standardiserade system kan utnyttjas. Kostnadsbedömningen avser det IT-system som utnyttjas gemensamt av Svenska kraftnät och Energimyndigheten.
Såväl Svenska kraftnät som Energimyndigheten anger att ett ITsystem av det slag som fordras för certifikathanteringen normalt tar ca 18 månader att utveckla och sätta i drift. Om arbetet måste forceras kan det ske till priset av högre kostnader, framför allt till följd av större konsultinsatser.
6.4.2. Statens energimyndighet
För Statens energimyndighet innebär det föreslagna systemet ett antal tillkommande operativa uppgifter enligt avsnitt 7.3.2. Eftersom främjandet av el från förnybara energikällor genom handel
med kvotbaserade certifikat ska ersätta ett antal av dagens stödformer innebär det samtidigt att vissa arbetsuppgifter som Energimyndigheten idag har för nuvarande stödsystem bortfaller. Energimyndigheten har gjort följande bedömning av behovet av personalinsatser och andra resurser: Kostnad för uppbyggnad av systemet 8–12 mnkr, som delas med Svenska kraftnät, och därutöver 5,3–6,0 mnkr. De löpande driftskostnaderna beräknas till 5,3–6,1 mnkr efter avdrag för bortfallande arbetsuppgifter.
6.5. Ekonomiska konsekvenser för slutkunder
Kunder och konsumenter uppskattar låga kostnader, enkelhet och stabilitet. Den sanktion som finns i certifikatsystemet fungerar också som ett konsumentskydd genom att sanktionskostnaden i praktiken utgör pristak för certifikaten. Det finns anledning att erinra om att ett kvotbaserat certifikatsystem är ett tvingande system för elanvändarna som statsmakterna lagt på elsektorn i huvudsak som ersättning för ett skattefinansierat bidrags- och subventionssystem.
Sannolikt kommer det att finnas enskilda konsumenter eller konsumentgrupper som önskar handla el från förnybara energikällor i större kvantiteter än vad kvotplikten anger. Det här föreslagna systemet med elcertifikat medger att en sådan handel kommer till stånd. På sikt kan det nationella kvotbaserade obligatoriska systemet komma att växa samman med ett internationellt system men också med frivilliga certifikatsystem. Vi har föreslagit en informationskampanj vid introduktionen av certifikatsystemet, som syftar till att informera om såväl kvotsystemet som de möjligheter som finns till ett utökat frivilligt åtagande från elleverantörer och konsumenter. Energimyndigheten bör ansvara för denna informationsinsats. Det ger kunderna en möjlighet att jämföra miljökonsekvenserna av kvotbaserade certifikat med andra frivilliga lösningar.
Elfakturan till slutkund innehåller efter tillkomsten av ett certifikatsystem uppdelningar på elhandel, nättjänster, skatter och certifikatpris. Det är angeläget att företrädare för branschen och för ansvariga myndigheter samverkar i informationsinsatser och projekt för att göra informationen begriplig och transparent och för att få accept för åtgärden.
Vi inleder härefter med att göra en kort konsekvensbeskrivning av hur elkostnaderna utvecklats för olika kundgrupper under den tid Sverige har haft en avreglerad elmarknad. Vi väljer som utgångspunkt år 1995, det sista året med en reglerad elmarknad.
6.5.1. Utveckling av elkostnader för olika kundgrupper under senaste sexårsperioden
Först kan konstateras att beskattningen har en stor inverkan på det slutpris som en kund betalar. Elskatter och moms utgör tillsammans 40 öre/kWh för en hushållskund som totalt betalar 110 öre/kWh för sin el. Som jämförelse kan konstateras att en tillverkande industri ej betalar någon elskatt och att momsen normalt ej är en kostnad i företagets redovisning.
Följande tabell 6–3 illustrerar ”typiska” elpriser, exkl. skatt och moms för tre kundkategorier dels för år 1995 och dels för år 2001.
Tabell 6–3 Elpriser exkl. skatt för tre typkunder.
År Lägenheter (öre/kWh)
Företag (öre/kWh)
Tillverkande industri (öre/kWh)
1995 28 26 24 2001 28 24 20
Den nivå på elpriset som anges i tabellen är den erfarenhet som erhölls direkt vid övergången till en avreglerad elmarknad 1 januari 1996. En observation var att skillnaderna i elpriser mellan olika kundkategorier var relativt små vid starten av elmarknadsreformen.
Uppgifterna för år 2001 uppvisar relativt stora skillnader i elpriset mellan en lägenhetskund och en tillverkande industri. Skälet till detta är att den tillverkande industri i mycket hög utsträckning genom upphandlingar har tillgodogjort sig den konkurrensutsatta elprisnivån. Däremot visar flera studier att det är en minoritet av lägenhetskunder som bytt elleverantör eller tecknat fastprisavtal med sin ”ordinarie” elleverantör. Det betyder att de allra flesta lägenhetskunder ligger kvar med s.k. tillsvidareavtal. Förutom den prisökning som visas i tabell 6–3 ovan har den generella nivån på elskatten höjts (fördubblats) sedan år 1995.
Sammantaget innebär det att lägenhetskundernas totala nivå höjts något medan den tillverkande industrins totala nivå sänkts kraftigt.
Enligt förslaget i avsnitt 5.5 kommer kvotkravet under en femårsperiod att öka från 6,4 % år 2003 till 15,3 % år 2010. Kvotkravet räknas på försåld elenergi till slutkund, dvs. på slutkundernas slutliga användning av el.
Med ett exempel om en genomsnittlig kvot på 10 % och ett certifikatpris på 10 öre/kWh kommer den genomsnittliga certifikatkostnaden att bli 1 öre/kWh på all förbrukad elenergi. I det följande finns en mer ingående analys av konsekvenserna för olika kundkategorier.
En väl fungerande marknad och priskonkurrens innebär att övriga elproducenter är med och delar den finansiella bördan av ett kvotbaserat certifikatsystem. Beroende på storleken av denna effekt under ett enskilt år skulle de nedanstående effekterna reduceras något.
Observera att de konsekvenser som redovisas nedan är enbart resultat av ökade kostnader till följd av certifikatpriser.
6.5.2. Konsekvenser för hushållskunder
I exemplen nedan har förutsatts att hushållskundernas kvotplikt har överförts till elsäljare. Således har ingen avrundning skett till hela certifikatet. Den totala elkostnaden år 2001 för en lägenhetskund har i ovanstående exempel angivits till ca 110 öre/kWh. Om kvotkravet i något tidsläge hamnar på 10 % innebär det följande ekonomiska påslag för en lägenhetskund med en årlig förbrukning på 2 500 kWh.
Tabell 6–4 Konsekvenser för lägenhetskunder.
Certifikatspris öre/kWh
Påslag öre/kWh, inkl. moms
Lägenhet
kr/år
Lägenhet
%
5
0,6
16
0,6
10
1,3
31
1,1
15
1,9
47
1,7
20
2,5
63
2,3
Motsvarande konsekvenser för en elvärmd villa med en årlig förbrukning på 25 000 kWh, samma kvotkrav och en totalkostnad på 75 öre/kWh inkl. moms:
Tabell 6–5 Konsekvenser för villakunder.
Certifikatspris öre/kWh
Påslag öre/kWh, inkl. moms
Elvärmt småhus kr/år
Elvärmt småhus
%
5
0,6
156
0,8
10
1,3
313
1,7
15
1,9
469
2,5
20
2,5
625
3,3
6.5.3. Konsekvenser för tillverkande industri
I exemplet nedan har förutsatts en relativt stor tillverkande industri med en årlig elförbrukning på 25 GWh eller 25 000 MWh, samma kvotkrav samt en totalkostnad för el på 30 öre/kWh:
Tabell 6–6 Konsekvenser för tillverkande industri.
Certifikatspris öre/kWh
Påslag öre/kWh, exkl. moms
Tillverkande industri
kr/år
Tillverkande industri
%
5
0,5
125 000
1,7
10
1,0
250 000
3,3
15
1,5
375 000
5,0
20
2,0
500 000
6,7
6.5.4. Konsekvenser för elintensiv industri
Vi har haft en dialog med Skattenedsättningskommittén (SNED)62. Kommitténs huvuduppgift är att utreda utformningen av regler för nedsättning av skatt på energi inom sektorer som är utsatta för internationell konkurrens. Den ska också utreda förutsättningarna för en annan avgränsning av området för energiskattenedsättning
62 Kommittén om översyn av regler för nedsättning av energiskatter för vissa sektorer (Fi 2001:09, dir. 2001:29).
för de konkurrensutsatta sektorerna än vad som gäller idag. Kommittén väntas slutföra sitt arbete under 2002. När SNED har slutfört sitt arbete finns förutsättningar att mot bakgrund av kommitténs resultat göra en helhetsbedömning av de framtida villkoren för den elintensiva industrin med avseende på den samlade belastningen av skatter, avgifter och kvotplikt. I en sådan helhetsbedömning bör även ingå en analys av avgränsningen av elintensiv industri där de samlade förutsättningarna tillåts påverka avgränsningen. Vi föreslår att anläggningar inom elintensiv industri (massa- och pappersindustri, kemisk industri, stål- och metallverk samt gruvindustri) med en abonnemangseffekt överstigande 10 MW tilldelas kvotplikten noll.
Sveriges basnäringar säljer huvuddelen av sin produktion utomlands och de svarar sammantaget för en fjärdedel av landets exportintäkter. Dessa industrier är hårt konkurrensutsatta och till stor del finns deras konkurrenter i länder som inte har samma skattetryck. Vid införande av nya regleringssystem är det viktigt att svensk industris konkurrenskraft kan bibehållas.
För flera basindustriföretag är elenergi en råvara. El är nödvändig i processen vid framställning av bland annat tidningspapper, aluminium och klorat. El är också nödvändig för motordrifter av olika slag, pumpar, fläktar och remdrifter. För det stora flertalet elintensiva industrier är möjligheterna att minska elkonsumtionen begränsade. Elkostnaderna är en stor kostnadspost och motsvarar mellan 10 och 40 procent av förädlingsvärdet. För de mest elintensiva företag ligger elkostnaden i nivå med lönekostnaden. Drygt 100 000 personer är anställda i den elintensiva industrin. Ytterligare omkring 200 000 personer är direkt eller indirekt beroende av dessa industrier, som underleverantörer av olika slag på orter som lever främst på denna basindustri.
Figur 6.2 visar elkostnaderna i förhållande till saluvärdet i de elintensiva branscherna.
Figur 6.2: Elkostnader jämfört med saluvärde år 1997 för vissa industribranscher. Källa: Skogen och kemin, gruvorna och stålet.
6.5.5. Konsekvenser för övriga kunder (service, lokaler)
För dessa kundkategorier kan elpriserna variera. De flesta näringsverksamheter har möjlighet att lyfta av ingående moms, men har skyldighet att erlägga elskatt i likhet med hushållskunder. Dessa kundkategorier skulle i elkostnad schablonmässigt hamna mellan exemplet på villakund och industrikund ovan när det gäller de procentuella höjningarna enbart till följd av certifikatpriset.
6.6. Konsekvenser för producenter av el från förnybara energikällor
Certifikathandelssystemet är ett stödsystem, som ska ge producenterna av el från förnybara energikällor ett ekonomiskt tillskott som är tillräckligt stort för att det ska bli företagsekonomiskt lönsamt för dem att producera och sälja sådan el. Grundtanken med ett certifikatsystem är – uttryckt på ett annat sätt – att försälj-
0 1
2
3 4
5 6
Gruvor
Massa/papper
Baskemi inkl petr.raff
Jord/sten
Järn/stål/metall
INDUSTRI
procent
ningen av certifikat ska ge producenten en ersättning som täcker skillnaden mellan den företagsekonomiska lönsamheten och den samhällsekonomiska lönsamheten. En producent av el från förnybara energikällor vill känna en stabilitet i de intäkter som certifikatsystemet kan ge. Något förenklat kan önskemålet uttryckas som en rimligt förutsägbar, stabil och tillräckligt hög nivå på certifikatens pris under en lång följd av år. Producenten måste kunna hantera såväl risken i prisnivån för certifikaten som prisrisken för den underliggande varan el.
En investerare, som planerar en nyinvestering, måste i sin investeringskalkyl värdera både en volymrisk och en prisrisk för el och certifikat. Båda dessa faktorer påverkar kalkylräntan. Ett certifikatsystem leder till en förhöjd kalkylränta jämfört med en kombination av investeringsstöd och ett fast driftbidrag 63. Det är en oundviklig effekt av den ökade marknadsorientering i förhållande till nuvarande system som certifikatsystemet innebär.
Golvkonstruktioner, dvs. en garanti om ett lägsta certifikatpris, uppfattas av investerare som ett sätt att minska risktagandet. Detta har också framförts av exempelvis vindkraftföreträdare och projektfinansiärer vid kontakter med utredningen. En naturlig utgångspunkt för investerare är att prioritera ett system med fasta investeringsbidrag och fasta driftbidrag. Sett enbart ur ett investerarperspektiv ger det den lägsta risken.
En producent, som har möjlighet att öka produktionen av el från förnybara energikällor måste alltså värdera den framtida intäkten från elproduktionen. Eftersom intäkterna består av elpris och pris för certifikat behövs en analys och helst en säkerhet för utvecklingen inom både elpriser och för kvotbaserade certifikat. Den nordiska elmarknaden kan erbjuda standardiserade produkter på ca tre års sikt. Genom bilaterala överenskommelser är det möjligt att göra en prissäkring för en betydligt längre tidsperiod.
Det finns också en möjlighet att andra aktörer såsom försäkringsbolag kan gå in och mot en premie garantera elintäkter på ännu längre sikt via produkter som kallas ”Energy Bond”. Med dessa säkerheter som bakgrund kan investerare diskutera en projektfinansiering med sina finansiärer. Denna typ av agerande skulle också vara möjlig på en framtida certifikatmarknad. Vi förutsätter också att det efter hand kommer att finnas en handel med framtida instrument för exempelvis tre år.
63 Ted Lindblom, PM 2001-01-30, Implementering av certifikathandel avseende förnybar el.
Inget hindrar att det även skulle kunna uppstå en kommersiell marknad för ”Certificate Bonds” som då via en riskpremie överbryggar skillnaden mellan marknadens tre år upp till omkring tio år. Speciellt när marknaden för certifikat växer i Europa finns möjligheter till att den här typen av marknadsmässiga lösningar växer fram. Det som krävs för att få en framväxt av en kommersiell marknad är att aktörerna uppfattar spelreglerna som klara, stabila och långsiktiga.
En producent av el från förnybara energikällor berörs alltså starkt av den omställning som nu sker av samhällets sätt att främja el från förnybara energikällor. De övergångslösningar som finns i systemet när det gäller stöd till befintliga vindkraftverk och i form av en prisgaranti ska medverka till att göra omställningen så smidig som möjligt. Med en certifikatmarknad i jämvikt kommer de framtida möjligheterna till intäkterna från certifikatsystemet att bli tillräckliga både för att bygga nya anläggningar och till att driva de befintliga. Certifikat är ett generellt verktyg för att främja el från förnybara energikällor. Det innebär att konkurrensen mellan anläggningar av samma kraftslag och mellan kraftslag ökar. Det sätter således en press på den som är producent att driva sina anläggningar effektivt. Speciellt i introduktionsfasen kommer en producent att behöva tillägna sig kunskap om hur certifikatsystemet fungerar. Här ligger en viktig informationsuppgift hos både Energimyndigheten och Svenska kraftnät. Producenten måste finna antingen en bilateral part och/eller agera på en kommersiell handelsplats för certifikat. Vi bedömer att det speciellt för mindre producenter kommer att finnas aktörer, mäklare, som liksom på elmarknaden spelar en förmedlande roll. I fråga om bränslebaserad elproduktion krävs en uppgift om hur mycket el som är producerad med bränslen som har definierats som förnybara.
6.7. Konsekvenser för elsäljare
Introduktion av ett kvotbaserat certifikatsystem kommer i hög grad att påverka företagen som säljer el till slutkund. Kvotplikten faller på dessa företag om inte slutkunden gör ett aktivt val. Vi bedömer att antalet slutkunder som kommer att vara aktiva är mycket litet. Det betyder att elsäljarna i praktiken kommer att vara kvotpliktiga för merparten av sin försäljningsvolym till slutkund.
Här finns en administrativ uppgift att identifiera och särskilja de slutkunder som gjort ett aktivt val att vara kvotpliktiga. Det finns med kvotplikten andra administrativa rutiner såsom att inkomma med deklarationer till Statens energimyndighet om försåld el uppdelad på de slutkunder som själva ansvarar för sin kvotplikt och försäljningen till de slutkunder där elsäljaren är kvotpliktig ”som ombud”.
Den största tillkommande uppgiften ligger i att deltaga i handeln med certifikat. Mål för den uppgiften är att vid tidpunkten för redovisning till Energimyndigheten ha införskaffat certifikat som motsvarar kvotplikten. Priset på certifikat ska särredovisas till slutkund, men är i övrigt en del av det konkurrensutsatta priset. Det finns således ett incitament för elsäljaren att införskaffa certifikaten till så lågt pris som möjligt på marknaden. Elsäljarna som grupp har en god erfarenhet av att agera på en konkurrensutsatt marknad. Vi bedömer att elsäljarna kommer att kunna använda dessa erfarenheter vid handeln med certifikat. Det finns ett antal mindre företag och organisationer som är elsäljare med den definition som finns. Liksom för elhandeln kan de komma att använda sig av sina kanaler för elinköp för att införskaffa certifikat. Vi bedömer alltså i sammanfattning att elsäljarna är väl rustade för den uppgift som kommer att åläggas dem som kvotpliktiga.
6.8. Konsekvenser för elnätsföretag
Elnätsföretagen kommer att vara involverade i certifikatsystemet genom den roll företagen har som ansvariga för mätning och rapportering av el. I samarbete med Svenska kraftnät ska rutiner utvecklas för hur rapporteringen av mätvärden ska gå till inom ramen för det system som används redan idag. De uppgifter som lämnas idag har en aggregerad form. Med ett certifikatsystem behövs en individuell rapportering av en enskild elproduktionsanläggning som levererar el från förnybara energikällor. Det behövs därmed också en ”märkning” att elproduktionsanläggningen är certifierad.
7. Myndighetsuppgifter
I detta avsnitt finns förslaget till vilka myndighetsfunktioner som behövs för certifikatsystemet, vilka kompetensområden myndigheterna har i dag samt avslutningsvis ett förslag till hur certifikatsystemets uppgifter bör fördelas mellan myndigheterna.
7.1. Myndighetsfunktioner
I myndighetsfunktionerna ligger dels uppgifter som är löpande och operativa och dels myndighetsorienterade uppgifter som är av ”engångskaraktär” och kopplade till etableringen av certifikathandelssystemet. I kapitel 5 redovisades ett förslag till systemuppbyggnad med en översiktlig uppdelning av arbetsuppgifterna i funktioner för samhällets organ respektive funktioner för marknadens aktörer. Samhällsfunktionerna kan delas in i följande huvudområden:
- att lägga fast regelverket
- att tillse att regelverket följs
- att godkänna anläggningar
- att utfärda certifikat
- att hantera certifikat inkl. registerhållning
- att följa upp och rapportera systemets funktioner
- att garantera miniminivåer under introduktionsperioden
- att ansvara för sanktionsmedlen
- att informera om det kvotbaserade certifikatsystemet samt möjligheterna till utökade miljöambitioner
7.1.1. Att besluta om regler
I regelverket som regering och riksdag lägger fast ingår bestämmelser om kvotens storlek och förändring över tiden och om de sanktioner, som drabbar den som inte förmår uppfylla kvotplikten. Lagen om elcertifikathandel måste kompletteras av regeringen med en förordning samt föreskrifter och allmänna råd vilka utfärdas av en myndighet.
De underlag som erfordras för att regelverket ska få rätt utformning, exempelvis uppgifter som kan ligga till grund för beslut om kvotens storlek och utformning, bör tas fram av regeringen eller av en myndighet på regeringens uppdrag.
7.1.2. Tillsyn
Tillsynsuppgifterna innehåller en rad olika deluppgifter: att tillse att producenterna uppfyller villkoren för att tilldelas certifikat, att kontrollera att användarna uppfyller kvotplikten, att kontrollera mätvärden för elproduktionen, att utfärda sanktioner i enlighet med vad som lagstiftats.
Tillsynsuppgifterna är kopplade till anläggningarna, till produktionen av el, till mätningen av el, till hanteringen av certifikat och till kontroll av kvotuppfyllelsen.
7.1.3. Att godkänna anläggningar
Anläggningar för produktion av el från förnybara energikällor måste prövas mot de kriterier som gäller för att få räkna produktionen som certifikatgrundande. Prövningen gäller kraftslag, använt bränsle eller installerad effekt. Kontrollen kan utföras och godkännandet utfärdas antingen av en myndighet eller efter anvisningar av en myndighet.
7.1.4. Att utfärda certifikat
Certifikat utfärdas när Svenska kraftnät får rapport om att en viss mängd el producerats i en godkänd anläggning. Godkännandet innebär att producenten kan visa att anläggningen och produktionsprocessen fyller de villkor som ställts upp. När certifikaten
utfärdas förs de också in i ett register. Uppgifter om produktionsanläggningen och producenten förs in i ett anknutet register, såvida de inte redan är registrerade där.
Uppgiften kräver god kännedom om elproduktionssystemet och de anläggningar som ingår i systemet och om mätning av el.
7.1.5. Att hantera certifikat
Hanteringen av certifikaten sker huvudsakligen på elektronisk väg. Det bör emellertid även finnas möjligheter att få registerutdrag på papper. Framför allt kan det vara angeläget för mycket små producenter. Hanteringen innebär
- upprättande av register,
- drift av registren,
- registrering av ägarbyten för certifikat,
- avstämning av innehav av certifikat,
- beräkning och utfärdande av sanktionsavgift vid brist på certifikat,
- annullering av certifikat,
- rapportering,
- handläggning av garanti (inlösen av certifikat).
För att utföra dessa uppgifter måste registerhållaren få tillgång till mätvärden.
7.1.6. Uppföljning och rapportering
Inom elmarknadsområdet har Energimyndigheten ett uppföljningsansvar och ett rapporteringsansvar. Ett liknande förfarande etableras också för närvarande inom värmesektorn. Något liknande arrangemang bör övervägas för certifikatmarknaden.
Uppföljningen av marknaden i ett kortsiktigt perspektiv har till främsta syfte att skydda aktörerna mot effekterna av otillbörlig påverkan. Det slaget av uppföljning och rapportering avser i första hand hur handeln och marknadsplatsen fungerar med avseende på konkurrens och konsumentskydd.
7.1.7. Att informera
Under det år då systemet ska förberedas för introduktion krävs betydande informationsinsatser till alla berörda parter, såväl elproducenter och elhandlare som slutanvändare, oavsett om de valt att själva påta sig kvotplikten eller ej. Informationen bör inte bara inriktas på systemets funktioner och hur de berör olika aktörer utan även de bakomliggande motiven för att öka produktionen av el från förnybara energikällor bör sättas i sitt sammanhang och lyftas fram.
7.2. Myndigheternas kompetensområden
Regeringens och riksdagens kompetensområden är självklara och behöver inte närmare kommenteras i detta sammanhang.
7.2.1. Statens energimyndighet
Energimyndigheten har idag ett antal myndighetsuppgifter som kan karakteriseras som i huvudsak icke-operativa. De delar av den nuvarande verksamheten som har anknytning till införandet och driften av certifikathandelssystemet är i huvudsak följande: Energimyndigheten ansvarar för genomförande och uppföljning av programmen för investeringsstöd till vindkraft, småskalig vattenkraft (<1,5 MW) och biobränslebaserad kraftvärme. Myndigheten bedriver också en omfattande analys- och utredningsverksamhet, som resulterar i underlag för myndighetens och regeringskansliets verksamhet inom det energipolitiska området. Energimyndigheten är statistikansvarig myndighet för den officiella energistatistiken. Myndigheten ansvarar också för finansiering av forskning och utveckling inom energiområdet. Enligt Energimyndighetens instruktion ska myndigheten bl.a. bedriva aktiv informationsverksamhet inom sitt område.
Nätavdelningen fullgör bl.a. myndighetens uppgifter enligt ellagen och fungerar därvid som nätmyndighet. Avdelningen har tillsyn över nätoperatörernas verksamhet.
7.2.2. Affärsverket svenska kraftnät
Svenska kraftnät har en operativ roll i det svenska elsystemet. Svenska kraftnät äger och förvaltar det svenska stamnätet och är systemoperatör. Svenska kraftnät är också delägare i Nord Pool, som driver den nordiska elbörsen. I uppgiften att vara systemansvarig ingår att samla in och bearbeta alla mätvärden från de lokala och regionala nätägarna över den el som matats in på nätet respektive levererats från nätet.
7.2.3. Statistiska centralbyrån
Statistiska centralbyrån (SCB) svarar för insamlingen av statistik inom ramen för programmet för energistatistik. SCB har därmed överblick över den totala elanvändningen i landet men saknar uppgifter om användningen på en mycket detaljerad nivå.
SCB samlar även in uppgifter om elproduktionen. Uppgiftsinsamlingen är emellertid inte heltäckande i och med att uppgiftsinsamlingen om produktion i små anläggningar inte utförs som totalundersökning.
7.3. Myndigheternas uppgifter
Mot bakgrund av de myndighetsuppgifter som beskrivits i avsnitt 7.1 och de olika myndigheternas kompetensområden, som beskrivits i avsnitt 7.2, föreslås följande fördelning av uppgifterna. I några fall är arbetsfördelningen självklar eftersom den är ett åliggande för en utpekad myndighet, i andra fall kan uppgiften lösas av mer än en av de angivna myndigheterna.
7.3.1. Riksdag och regering
Den lag som utredaren föreslår ska reglera systemet med kvotbaserad certifikathandel beslutas av riksdagen. I förslaget anges också vilka sanktioner som ska utgå om de kvotpliktiga inte fullföljer sina skyldigheter. Riksdagen beslutar om kvotens nivå och utveckling för perioden 2003–2010 och tiden därefter efter förslag från regeringen.
Att sätta kvoten är en uppgift för riksdagen. Den kvot som sätts över tiden ska harmoniera med de politiska mål som regering och riksdag sätter upp för utvecklingen av användningen av förnybara energikällor. Exempel på sådana mål är de indikativa mål som finns i bilagan till EG-direktivet om el från förnybara energikällor.
Riksdagen beslutar om kvotens storlek och utveckling på förslag av regeringen. Energimyndigheten bör förse regeringen med de underlag den behöver för att lämna förslag till riksdagen. Sådana underlag kan vid behov tas fram genom en utvidgning av det regeringsuppdrag Energimyndigheten årligen får i regleringsbrevet avseende utvecklingen på elmarknaden.
7.3.2. Statens energimyndighet
Utredningen föreslår att Energimyndigheten bör ha följande uppgifter inom certifikatssystemet:
Följa upp och vid behov lämna förslag till regeringen om förändringar av kvotplikten.
Godkänna anläggningar, som ska tilldelas certifikat, och följa upp anläggningarna med avseende på kriterierna för godkännande.
Följa upp och utvärdera certifikatsystemet och vid behov lämna förslag till förändringar.
Att garantera miniminivåer under introduktionsperioden.
Att ansvara för sanktionsmedlen.
Att informera om det kvotbaserade certifikatsystemet inte minst vid introduktionen samt möjligheterna till utökade miljöambitioner.
I förslaget till systemutformning har också uppgifterna att
- kontrollera innehav av certifikat,
- annullera certifikat och att
- utfärda sanktioner när åliggandena inte uppfylls
lagts på Energimyndigheten.
Av inte minst administrativa skäl bör avstämningen av kvotuppfyllelsen ske en gång per år. De kvotpliktiga (elhandelsföretag m.fl.) lämnar varje år en deklaration till Energimyndigheten som innehåller uppgifter om använd eller försåld el. De deklarerade uppgifterna matchas mot uppgifterna på avstämningskontot om vilken
mängd certifikat respektive deklarant är registrerad ägare till vid tiden för avstämningen. Sanktionen för att inte inneha tillräckligt antal certifikat för den uppställda kvoten utfärdas av Energimyndigheten.
Den andra uppgiften – att godkänna de anläggningar som ska kunna tilldelas certifikat – liknar till en del en av Energimyndighetens nuvarande uppgifter. När myndigheten behandlar ansökningar om investeringsstöd görs en bedömning av anläggningens utförande och prestanda vid drift och i förekommande fall av vilka bränslen som kommer att användas. Det kommer att krävas särskilda bestämmelser för att definiera vilka anläggningar som ska få tillstånd att sälja certifikat. Se författningskommentaren till kap. 1 i lagförslaget. Sådana bestämmelser kan utfärdas i form av tillämpningsföreskrifter till den föreslagna lagen om handel med elcertifikat.
7.3.3. Affärsverket svenska kraftnät
De uppgifter som Svenska kraftnät föreslås få är kopplade till produktionen av el från förnybara energikällor.
Mot bakgrund av Svenska kraftnäts kompetens och nuvarande uppgifter är det naturligt att ge affärsverket följande uppgifter inom certifikatsystemet:
Central avräkning av elproduktionen från förnybara energikällor
Utfärdande av certifikat för motsvarande elproduktion
Upprättande och drift av ett register över innehav av certifikat
De båda senare uppgifterna är nya för Svenska kraftnät. Eftersom både utfärdandet av certifikat och driften av ett register är operativa uppgifter nära anknutna till mätningen av producerad el är det naturligt att lägga ansvaret för dessa båda uppgifter på Svenska kraftnät, som kan driva dem i egen regi eller hyra in tjänsterna.
Frågan om var ett register ska finnas är komplex och beror mycket på hur handeln med certifikat utvecklas nationellt och internationellt. Förslaget innebär att Svenska kraftnät får ansvaret för att registerfunktionen fungerar rationellt och medger den kontroll av kvotuppfyllelsen som Energimyndigheten utför. Utredningen bedömer att handeln med elcertifikat i ett inledningsskede
blir relativt måttlig till sin omfattning. Detta talar för att registerfunktionen inledningsvis placeras hos Svenska kraftnät.
I registerfunktionen ska också ingå att de bilaterala affärer som görs registreras. Det är nödvändigt för att prisbildningen ska kunna följas upp på ett entydigt och säkert sätt.
7.3.4. Statistiska centralbyrån
SCB:s uppgifter ligger helt inom det statistiska området. De statistiska uppgifter som erfordras för att bestämma kvoten kan hämtas från den reguljära statistikinsamling som SCB genomför på Energimyndighetens uppdrag. Möjligen kan urval behöva förtätas eller utvidgas till nya delar av de populationer som undersöks.
Det åligger Energimyndigheten att i dialog med SCB ta fram de underlag som behövs för att Energimyndigheten ska kunna genomföra sina uppgifter.
7.3.5. Sammanfattning av myndighetsuppgifterna
Förslaget till organisation av myndigheternas uppgifter kan illustreras med följande figur:
Figur 7.1: Myndighetsfunktioner
Affärsverket svenska kraftnät
§ Centralt avräkna
elproduktion
§ Utfärda certifikat
§
Upprätta och driva register
Energimyndigheten:
§ Godkänna anläggningar
(kontrollera, sanktionera)
§ Infordra uppgift om innehav § Kontrollera innehav § Utfärda sanktioner m.a.p.
cert.innehav
§ Annullera certifikat § Ta fram underlag till kvotkrav § Informera om systemet § Uppföljning och utvärdering § Svara för övergångslösningar
Uppgift om godkända anläggningar
Kontroll av innehav vid kvotperiodens slut
Regering och riksdag:
§ Lagstifta § Föreslå / fastställa kvoter § Bestämma sanktioner
8. Alternativa lösningar som utredningen övervägt
Principiellt sett finns det ett antal modeller som kan användas för att främja investeringar i produktion av el från förnybara energikällor. I följande avsnitt görs en kort genomgång av dessa möjligheter och skälen till att välja den lösning som föreslås.
De modeller som behandlas är:
Investeringsstöd
Stöd kopplat till ett antal fullasttimmar
Upphandling
Effektcertifikat
Multipla certifikat
För de fyra förstnämnda metoderna gäller generellt att det finns svårigheter att genomföra en internationell harmonisering.
8.1. Investeringsstöd
Genom ett investeringsstöd lyfts en del av investerarens risk ur kalkylen. Stödmodellen har varit och är vanlig. Det finns regler och upparbetade administrativa rutiner för att hantera sådant stöd. En nackdel är att det belastar statskassan. En fördel är att det är överblickbart för alla parter och inte medför några fortsatta åtaganden från statens sida.
Investeringsstödet innebär en subvention av kapitalkostnaderna. Det medverkar till att en produktion kommer till stånd men verkar inte produktionsstimulerande eftersom stödet är detsamma oavsett produktionens omfattning. Det verkar inte heller teknikdrivande såvida det inte differentieras eller förenas med särskilda villkor så att det premierar särskilt kostnadseffektiva lösningar.
De särskilda villkor som är förenade med vissa investeringsstöd, såsom vid stöd till investeringar i biobränslebaserad kraftvärmeproduktion, kan inte hävdas hur länge som helst eller under obestämd tid. I kraftvärmefallet gäller villkoren som är förknippade med bränslets sammansättning i fem år. Är det villkor som berör konstruktionen av anläggningen saknar tidsaspekten betydelse, är det däremot fråga om förhållanden som rör driften måste stödets omfattning ställas mot nyttan av att ha tidsbegränsade villkor.
Investeringsstöd är en stödform som är godkänd enligt EG:s riktlinjer för statligt stöd till skydd för miljön. Investeringar inom kraftvärmeproduktion och produktion av el från förnybara energikällor utgör dessutom två av Gemenskapens prioriterade områden.
Ett system grundat på investeringsstöd innebär att staten har ett klart uttalat mål för hur stora investeringar som den anser bör komma till stånd. Målet sätts genom att riksdagen anger hur stort stödet får vara, räknat i procent av godkända kostnader, och genom att anvisa en budgetram för stödet. Som regel har sådana stöd bestämts för flera år i taget. Sammantaget medger systemet små möjligheter till hänsyn till förändrade marknadsförhållanden. Det leder inte heller till kostnadseffektiva lösningar, i varje fall inte vad avser en ökad produktion av el från förnybara energikällor, oavsett kraftslag, eftersom det är mycket svårt eller omöjligt att på ett planmässigt sätt åstadkomma riktiga avvägningar mellan de lika kraftslagen.
8.2. Stöd kopplat till fullasttimmar
Stöd av detta slag är ett modifierat driftstöd som även kan betraktas som ett investeringsstöd med villkorlig successiv utbetalning. Idén till detta kommer från det danska systemet för stimulans till VE-elproduktion.
I det danska systemet garanteras vindkraftproducenter under vissa förhållanden ett fast belopp per producerad kWh under de 12 000–25 000 första fullasttimmarna, beroende på kraftverkets effekt. Stödformen stimulerar till en hög och effektiv produktion, till skillnad från rent investeringsstöd, som inte har något egentligt samband med den energimängd som produceras.
Effekten på producentens intäkter är densamma som med ett investeringsstöd men det är mindre gynnsamt för investerarens likviditet vid investeringstillfället. Stödet är överblickbart för alla
parter. Det ekonomiska åtagandet för staten kan beräknas med stor noggrannhet vad gäller befintliga anläggningar. För nya anläggningar utgör det en multipel av antalet produktionsanläggningar. Modellen kan givetvis användas även för andra slag av anläggningar än vindkraft om det skulle vara ändamålsenligt.
Nackdelarna med stödformen är desamma som med investeringsstödet. Det belastar statskassan och utgör dessutom ett åtagande som sträcker sig 8–12 år framåt i tiden, kanske ännu längre tid om produktionsförhållandena under någon tid är dåliga. Det verkar inte teknikdrivande men väl produktionsstimulerande. Eventuella villkor kan ha effekt under hela den period stödet utgår och stödformen är därmed mera fördelaktig än investeringsstödet, sett ur denna synvinkel.
8.3. Upphandling
Ett alternativ till det stöd som kopplats till ett antal fullasttimmar är att minska kostnaderna för etablering av en ny anläggning genom ett upphandlingsförfarande. Det skulle kunna utformas på så sätt att en bestämd energimängd handlas upp genom ett auktions- eller anbudsförfarande.
Upphandlingen avser att täcka den del av produktionskostnaden som inte kan täckas av elpriset. Upphandlingen kan genomföras en eller flera gånger årligen och avse leveranser under ett år eller en del av ett år. Den kan också ordnas så att den avser leveranser under en längre tidsperiod.
Fördelen med att ha korta perioder är att resultatet blir bra anpassat till de prisförhållanden som råder på marknaden vid tiden för upphandlingen. Det ger ett mindre producent- eller konsumentöverskott. Nackdelen med korta perioder är att producenterna måste lägga en stor mängd arbete på upphandlingsarbetet och att produktionsvillkoren kan bli ryckiga. En fördel är att om producenten inte lyckas särskilt bra i en upphandling ges det ganska snart en ny möjlighet.
Fördelen med upphandling avseende långa perioder, två år eller längre tid, är att producenterna får en mer förutsägbar produktionsekonomi. Nackdelen är att resultaten troligen präglas av den vid upphandlingen rådande marknadsbilden, som kan förändras mycket under en period om två år eller längre tid. Modellen leder
till större producent- eller konsumentöverskott än om korta upphandlingsperioder tillämpas.
Upphandlingen innehåller också den ett element av statlig planering i och med att den volym som ska handlas upp bestäms, om än indirekt, av det belopp som anslås till ändamålet. Finansieringen skulle kunna ske genom en avgift eller punktskatt. Svårigheten är att träffa rätt kollektiv med avgiften.
8.4. Effektcertifikat
Idén med effektcertifikat har framförts av experten i utredningen professor Ted Lindblom i förstudien ”Implementering av certifikathandel avseende förnybar el” varur följande citat hämtats för att belysa grundtanken:
Ett möjligt sätt att hantera de kort- och långsiktiga effektivitetsbrister som kan sammanhänga med ett införande av ett kvotbaserat system med energirelaterade elcertifikat, kan vara att i stället införa ett system med två certifikatformer – effektberoende och energirelaterade certifikat. Med en sådan utformning skulle en del av investeringsrisken och den direkta finansieringen kunna föras över på köparna av certifikat, varvid investerarens totala risktagande minskas i motsvarande mån. I princip skulle det vara möjligt att finna en avvägning mellan effekt- respektive energicertifikat, som avspeglar det tidigare systemet med investeringsstöd. I och med att certifikatsystemet förutsätts vara självfinansierat skulle dock prisjusteringar behöva göras ut till slutkunder, varvid den samhällsekonomiska effektiviteten torde reduceras. Vidare kan ytterligare ’stöd’ behövas för att stimulera en snabbare utbyggnad av förnybar elproduktion i enlighet med miljömål. Det senare talar för att tyngdpunkten i stället borde läggas på effektcertifikat.
Effektcertifikaten liknar i vissa avseenden en stödmodell med investeringsstöd. Effektcertifikaten stimulerar till utbyggnad av produktionskapacitet men verkar inte produktionsdrivande. De måste därför kombineras med energirelaterade certifikat för att fungera tillfredsställande. Det innebär att två parallella certifikatsystem etableras, vilket i sig innebär ett komplicerande förhållande, jämfört med enbart ett certifikatsystem.
Införandet av effektcertifikat innebär såvitt kan bedömas att det måste finnas mål för effektutbyggnaden, mål mätta i MW. Efterfrågan på effektcertifikat uppstår inte förrän möjligheterna till produktionsökning inom nuvarande produktionssystem utnyttjats nära nog fullt ut. Det finns därmed ingen stor marknad för dessa certifikat förrän om några år.
Effektcertifikatens främsta uppgift är att göra finansieringen av investeringarna billigare. Även om de skulle uppfylla det syftet skulle det vara nödvändigt att komplettera dem med andra instrument för att göra dem teknikdrivande.
8.5. En lösning inom certifikatsystemet
En kompletterande lösning inom certifikatsystemets ram är ett delsystem där nyinvesteringar tilldelas flera certifikat per producerad elenhet under de första åren. Kompletteringen innebär att nyinvesteringar oberoende av kraftslag tilldelas flera certifikat per enhet (MWh) under en övergångsperiod av 5–10 år. Syftet är att säkerställa en kontinuerlig teknikutveckling utan att få ett totalt sett alltför dyrt system. Förslaget gäller alltså enbart el från nya anläggningar och det kan se ut på följande principiella sätt:
1. Varje MWh ger 5 certifikat år 2003–2004
2. Varje MWh ger 4 certifikat år 2005–2006
3. Varje MWh ger 3 certifikat år 2007–2008
4. Varje MWh ger 2 certifikat år 2009–2010
Därefter gäller kopplingen att 1 MWh ger 1 certifikat för all el från sådana förnybara energikällor som omfattas av certifikathandelssystemet. På detta sätt ges investeraren en tidig premie och samtidigt höjs kvotplikten vilket gör att alltmer av den befintliga produktionen tas i anspråk och certifikatpriset höjs. Om priset på el under tiden stiger sjunker priset på certifikat och totalkostnaden för det kompletterande systemet sjunker i motsvarande grad.
Det är svårt att på ett korrekt sätt beräkna sambandet mellan kvotplikt och uppnådd målsättning när det saknas ett enhetligt samband mellan elproduktion och antal utgivna certifikat. Det finns också en genuin osäkerhet om bedömningen av tidsskillnaden mellan det beslut om investering som kvotplikten ger upphov till och den aktuella idrifttagningen av anläggningen.
Även om merparten av ökningen av produktionen av el från förnybara energikällor under de första åren kan väntas komma från expansion inom existerande anläggningar, där ledtiden för produktionsökningar är kort, kommer nyinvesteringarna att mycket snart leda till ett stort och svårberäknat tillskott av certifikat på marknaden. Den ovan beskrivna trappan skulle ge upp till 20 extra certifi-
kat per MWh under en åttaårsperiod för den som investerat och producerat från systemets början.
9. Övriga konsekvenser
I detta kapitel beskrivs konsekvenser i enlighet med kommittéhandbokens anvisningar.
9.1. Inledning
Enligt 15 § kommittéförordningen ska i förekommande fall även anges konsekvenserna av de lämnade förslagen för den kommunala självstyrelsen, brottsligheten och det brottsförebyggande arbetet, sysselsättning och offentlig service i olika delar av landet, små företags arbetsförutsättningar, konkurrensförmåga eller villkor i övrigt i förhållande till större företags, jämställdheten mellan män och kvinnor samt möjligheten att nå de integrationspolitiska målen.
I kapitel 6 diskuteras de ekonomiska konsekvenserna av förslaget. I detta kapitel uppmärksammas frågor om andra konsekvenser av utredningens förslag.
Utredningens förslag synes inte ha några konsekvenser då det gäller brottsligheten eller det brottsförebyggande arbetet eller för möjligheten att nå de integrationspolitiska målen. Jämställdheten mellan män och kvinnor, eller den kommunala självstyrelsen synes inte heller påverkas av förslagen.
9.2. Konsekvenser för små företag
Nya regler kan medföra svårigheter för små företag, svårigheterna kan dock i viss mån minskas genom informationsinsatser i god tid.
Små företag som är kvotpliktiga kan låta sin elleverantör vara ombud och införskaffa certifikaten. På så sätt kan små kvotpliktiga företag slippa den ökade administration som det kan innebära att själv handla certifikat. Det är också tänkbart att det växer fram
företag som upphandlar certifikat åt flera små kvotpliktiga, i likhet med vad som skett på elmarknaden.
Små elleverantörer utan egen produktion som blir ombud för elkunder som inte önskar vara kvotpliktiga kan ha sämre förutsättningar än större elleverantörer med egen produktion vad gäller att göra bedömningar av certifikatmarknaden. Detta skulle kunna medföra en konkurrensnackdel. För att undvika sådana effekter är det viktigt att utförlig information om prisbilden är tillgänglig för alla, stora som små. Den information som Svenska kraftnät tillhandahåller om prisbild och även beräkning av medelpris spelar därvid en viktig roll.
Det är tänkt att certifikatsystemet ska ersätta det nuvarande stödet till förnybar och småskalig elproduktion som har flera olika former. Att antalet olika stödformer minskas och ersätts av ett system borde innebära en förenkling för små producenter men ett marknadsbaserat stöd där ett mer aktivt engagemang behövs kan vara krångligare för små producenter än dagens bidragssystem. Det kan ta ett tag innan små producenter hittar ut på certifikatmarknaden och lärt sig hur den fungerar. Under den första tiden kan möjligheten att utnyttja garantipriset (golvet) vara en trygghet.
Tillverkare och leverantörer inom sektorn småskalig förnybar elproduktion för en tynande tillvaro idag. På vattenkraftsidan saknas hemmamarknad, på vindkraftsidan finns hemmamarknad men den domineras av utländska aktörer. Tillverkare och leverantörer inom dessa två sektorer ser en avsevärt högre stödnivå än dagens som en förutsättning för att branschen ska växa. Ett certifikatssystem skulle inte innebära lösningen på deras problem i det korta perspektivet. Inte heller torde ett certifikatsystem avsevärt förvärra en idag redan svår situation.
9.3. Kringliggande faktorer och systemets konsekvenser
9.3.1. Förändringar i energibeskattningen
I direktivet står att vid utformandet av certifikatsystemet ska förändringar i energibeskattningen – bland annat vad avser behandlingen av kraftvärmeproduktionen – beaktas. I avsnitt 5.10 beskrivs den möjlighet som ges i lagen (1994:1776) om skatt på energi 11 kap. 9 § 4 stycket och som innebär att det finns ett val mellan att göra avdrag för ingående skatt på det bränsle som åtgår för elproduktion och att göra avdrag för den elkonsumtionsskatt som
normalt skulle utgått vid förbrukning i elpannor/värmepumpar, som finns i den egna verksamheten. Om elproduktionen sker med biobränslen, som inte belastas med några bränsleskatter, är det fördelaktigt att välja avdrag för elkonsumtionsskatten.
Vi föreslår ett certifikatsystem som också syftar till att främja elproduktion från förnybara energikällor. Ett bibehållande av avdragsrätten kombinerat med ett certifikatsystem kan då ses som ett dubbelt stöd med samma syfte. Vi föreslår att avdragsrätten ses över för biobränslen, att den biobränslebaserade kraftvärmeproduktionen tilldelas certifikat och att användningen av el inom det egna systemet betraktas som kvotpliktig.
I avsnitt 3.2 har potentialen för kraftvärmeproduktion beräknats med hänsyn tagen till ovanstående.
9.3.2. Andra utredningar
Flera utredningar som pågår eller under senare tid har avslutats utgör viktigt underlag till utformningen av ett system för certifikathandel. I direktivet nämns utredningen om möjligheterna att utnyttja Kyotoprotokollets flexibla mekanismer i Sverige (N 1999:05, dir. 1999:25), Klimatkommittén (M 1998:06, dir. 1998:40), Vindkraftsutredningen (M 1998:05, dir. 1998:35), Miljömålskommittén (M 1998:07, dir. 1998:45) och Resurseffektiviseringsutredningen (Fi 1999:02, dir. 1998:107).
Utredningen om möjligheterna att utnyttja Kyotoprotokollets flexibla mekanismer i Sverige och Klimatkommittén behandlar båda frågor om sätt att minska utsläppen av växthusgaser under Kyotoprotokollet, främst koldioxid. Som har konstaterats tidigare är ett certifikatsystem ett sätt att öka andelen el från förnybara energikällor. Det bidrar till att ett uthålligt energisystem byggs upp och även indirekt till att utsläppen av växthusgaser minskar genom att förnybar elproduktion kan tränga ut fossilbaserad elproduktion. Ett system för certifikat kan mycket väl kombineras med ett system för handel med utsläppsrätter.
Planeringsmål för vindkraften som Vindkraftsutredningen behandlar diskuteras i avsnitt 3.2.4 tillsammans med vindkraftens expansionsmöjligheter. Vindkraftsutredningen tar också upp hur vindkraften förhåller sig till de nationella miljömålen vilket behandlas i kapitel 6 i denna rapport.
Miljömålskommittén anser att tre åtgärdsstrategier behöver förverkligas för att det ska bli möjligt att nå miljömålen. En av de tre strategierna är effektivisering av energi och transporter. Målet är ett energisystem som är långsiktigt hållbart. För att minska utsläppen och behoven av nya dyrbara produktionsanläggningar är det nödvändigt med energihushållning, effektiv energiproduktion och införande av förnybara energikällor skriver miljömålskommittén. Även hushållning med mark, vatten och den bebyggda miljön är en av miljömålskommitténs strategier. Där säger man att värdefulla områden ska skyddas, biologiska mångfalden bevaras och hänsyn till natur- och kulturvärden tas vid exploatering. I kapitel 6 diskuteras certifikatsystemet och en expansion av förnybar elproduktion förhåller sig till de 15 miljömål Miljömålskommittén behandlar i sitt betänkande.
Regeringen beslutade i december år 1998 att tillsätta en särskild utredare med uppgift att genomföra en översyn av behovet av åtgärder för en bättre hushållning och effektivare användning av naturresurser, inkl. bl.a. energiråvaror, i syfte att nå en hållbar utveckling i ett globalt perspektiv (Resurseffektiviseringsutredningen). I uppdraget ingick bl.a. att studera och bedöma sambanden mellan ekonomisk tillväxt, naturresursförbrukning och miljöpåverkan. Utredarens arbete skulle ske med utgångspunkt i en analys av vilken grad av resurseffektivisering som är önskvärd och möjlig på lång och kort sikt. Utredarens betänkande presenteras i rapporten Effektiv användning av naturresurser (SOU 2001:2). En huvudslutsats av utredningens överväganden är att det inte är ändamålsenligt att ställa upp specifika mål för ”resurseffektivisering” totalt i ekonomin, i bestämda regioner eller i enskilda branscher. Såväl miljöpåverkan som eventuella risker för resursuttömning bestäms av uttag och spridning av naturresurser i absoluta tal. Därför är en begränsning lika ”värdefull” då den åstadkommes genom exempelvis ändrad konsumtionsinriktning som då den är resultatet av mer naturresurssparande och miljövänlig teknik.
En central uppgift för miljöpolitiken kan formuleras som att åstadkomma en s.k. internalisering av kostnader för produktionens och konsumtionens miljöpåverkan, så att de företag och hushåll som förorsakar den också får bära de fulla samhällsekonomiska kostnaderna.
9.3.3. Informativa styrmedel, ursprungsgarantier m.m.
EG-direktivet om el från förnybara energikällor innehåller regler om ursprungsgarantier för sådan el. Avsikten med en ursprungsgaranti för el producerad från förnybara energikällor är att underlätta handeln med sådan el och öka tydligheten beträffande användarnas möjlighet att välja mellan el producerad från icke-förnybara källor och el producerad från förnybara energikällor. System för ursprungsgaranti ger enligt direktivet inte i sig rätt att komma i åtnjutande av nationella stödmekanismer i olika medlemsstater. I direktivet framhålls också att det är viktigt att alla former av el som produceras från förnybara energikällor omfattas av sådana ursprungsgarantier. Ursprungsgarantin är ett instrument som är frikopplat från stödmekanismerna.
Det nu föreslagna elcertifikatsystemet ger möjlighet att till det enskilda certifikatet koppla information om olika egenskaper som är förknippade med den produktionsanläggning som tilldelats certifikatet. På så sätt kan EG-direktivets ursprungsmärkning genomföras vad gäller den elproduktion som omfattas av elcertifikatsystemet.
Regeringen har i sitt direktiv till utredningen uttalat att möjligheten bör utnyttjas att stimulera även sådan produktion av el från förnybara energikällor som är kommersiellt självbärande och som av den anledningen står utanför elcertifikatsystemet. I utredningsdirektivet anges särskilt utnyttjandet av informativa styrmedel, bl.a. certifikat, som en sådan möjlighet.
Det är vår uppfattning att den el som produceras från förnybara energikällor och som inte behöver stödjas ekonomiskt bör kunna ursprungsmärkas eller certifieras för att på så sätt kunna tydliggöra och dra nytta av de miljöfördelar som sådan produktion innebär.
För närvarande finns flera system för miljömärkning av elproduktion. Svenska naturskyddsföreningens Bra miljöval är ett system. RECS-systemet, som beskrivits i avsnitt 2.4.1, tillhandahåller ett certifikatsystem där internationell harmonisering eftersträvas. Flera av elementen i detta system lämpar sig väl att införliva i eller anpassa till elcertifikatsystemet.
Etableringen av ett nytt certifikatsystem för all kommersiellt självbärande produktion av el från förnybara energikällor eller för all produktion av sådan el skulle innebära att ytterligare en struktur skapades vid sidan om de redan existerande. Fördelarna med ytterligare ett system måste noga vägas mot de nackdelar flera parallella
system medför. Det är viktigt att miljöegenskaperna hos detta slag av elproduktion görs tydliga. Det är lättare att göra en tydlig distinktion mellan produktion av förnybar el och annan el än mellan produktion av olika slag av förnybar el eller snarare mellan olika slag av märkning av sådan el. Ytterligare ett system riskerar att förvirra mera än att förklara.
Det är vår uppfattning att befintliga strukturer bör utnyttjas så långt som möjligt innan nya system etableras. I avvaktan på att EG-direktivet implementeras och ursprungsgarantierna införs förordar vi att de befintliga märkningssystemen utnyttjas i första hand.
Oavsett vilket system som väljs, något av de befintliga eller ett nytt, frivilligt system, gäller förhållandet att dessa ursprungsgarantier eller certifikat inte kan användas för att uppfylla elcertifikatsystemets kvotplikt.
10. Författningskommentar
10.1. Förslag till lag om elcertifikat
1 kap. Allmänna bestämmelser
Lagens tillämpningsområde
1 §
Denna lag innehåller bestämmelser om rätt för producenter av förnybar el att erhålla elcertifikat, bestämmelser om handel med elcertifikat samt bestämmelser om skyldighet för elleverantörer och elanvändare att förvärva ett visst antal elcertifikat i förhållande till mängden levererad eller förbrukad el.
Paragrafen reglerar lagens tillämpningsområde.
Definitioner
2 §
Med förnybar el avses i denna lag elektricitet som producerats genom utnyttjande av vind, sol, vatten, geotermisk energi och biobränsle.
Paragrafen innehåller en definition av begreppet ”förnybar el”. Härmed avses el som producerats med hjälp av förnybara energikällor. Som framgår av 2 kap. 1 § är det endast vissa typer av produktion av förnybar el som berättigar till elcertifikat. Detta sammanhänger med att i princip endast sådan produktion av förnybar el som inte är ekonomiskt självbärande bör åtnjuta det stöd som tilldelning av elcertifikat innebär.
Med produktion av el genom vind avses tillgodogörandet av den energi som alstras av rörelser i lufthavet eller vad som i normalt språkbruk kallas vindkraft. Att utnyttja över- eller undertryck i luft som framkallats på artificiell väg, t.ex. genom att luft komprimerats i ett bergrum, varefter el produceras med turbiner som drivs av därifrån utströmmande luft är således inte att anse som förnybar el.
Produktion av el genom utnyttjande av solenergi avser utnyttjande av solceller, dvs. halvledare som direkt omvandlar solljus till elektrisk ström. Produktion av el genom att på andra sätt utnyttja koncentrerat solljus ryms också inom begreppet.
Vattenkraft avser främst tillgodogörande av skillnaderna i vattnets lägesenergi som naturligt förekommer i älvar, åar och bäckar. Denna form av elproduktion kan indelas i storskalig och småskalig vattenkraft. Som framgår av 2 kap. 1 § punkt sex föreslås i lagen en gräns vid anläggningar som vid lagens ikraftträdande hade en installerad effekt om högst 1 500 kW. Även el som producerats genom tillgodogörande av energi som finns i tidvatten eller i vågor på havet och i sjöar är att anse som förnybar el. El som produceras genom att vatten pumpats upp till en högre nivå och därefter får strömma ner till en lägre är däremot inte att anse som förnybar el.
Produktion av el genom utnyttjande av geotermisk energi avser utnyttjandet av temperaturskillnader på olika nivåer i berggrunden eller i hav och sjöar.
Elproduktion genom utnyttjande av biobränsle – bl.a. energigrödor, avverkningsrester, vass, returlutar och tallolja från massaindustrin eller visst avfall – utgör också en form av förnybar el. Vilka typer av biobränsle som berättigar till elcertifikat föreslås bli reglerat i en förordning utfärdad med stöd i denna lag.
3 §
Med elcertifikat avses ett av staten utgivet intyg om produktion av en viss mängd förnybar el.
Paragrafen innehåller en definition av begreppet elcertifikat.
Ett elcertifikat utgör ett bevis om att en megawattimme elektrisk energi producerats i en sådan anläggning för produktion av förnybar el som godkänts av Statens energimyndighet. Det kan i detta hänseende sägas representera en del av värdet av den elektriska
kraften, nämligen den del som hänför sig till att produktionen skett med vissa typer av förnybara energikällor.
Elcertifikatet utgör emellertid också ett värdepapper avsett att omsättas på en marknad för elcertifikat. Ett elcertifikat utgör dock inte ett skuldebrev i inskränkt bemärkelse. Det är inte bärare av någon penningfordran på en borgenär. Inte heller utgör det bevis om någon äganderätt eller annan sakrätt. Dess värde ligger i att det befriar en innehavare som enligt bestämmelserna i 4 kap. är kvotpliktig från skyldigheten att erlägga den sanktionsavgift som annars hade ålagts honom enligt 6 kap. 1 §.
Genom paragrafens andra stycke har regeringen bemyndigats att utfärda föreskrifter om utländska elcertifikats giltighet i Sverige. För att utländska elcertifikat skall kunna tillerkännas giltighet i Sverige torde det krävas ömsesidiga överenskommelser med det land i vilket certifikatet givits ut.
4 §
Med certifikatberättigad producent avses innehavare av en av Statens energimyndighet godkänd produktionsanläggning för förnybar el.
I paragrafen definieras begreppet certifikatberättigad producent, som återfinns i 2 kap. 5 §, 3 kap. 2 §, 6 kap. 2 § och 7 kap. 1 §.
Godkännande meddelas efter ansökan produktionsanläggningar i Sverige som uppfyller de krav som ställs i denna lag och förordningar eller föreskrifter meddelade med stöd av denna lag.
5 §
Med elanvändare avses den som förbrukar el som denne själv producerat eller importerat eller som någon annan levererat.
Paragrafen innehåller en definition av begreppet elanvändare.
6 §
Med elleverantör avses den som yrkesmässigt levererar el som har producerats av honom själv eller av någon annan.
I paragrafens första stycke definieras begreppet elleverantör. Definitionen är identisk med den som finns i 1 kap. 6 § ellagen (1997:857). Beträffande begreppet ”yrkesmässig” hänvisas till vad som gäller enligt lagen (1994:1776) om skatt på energi. Enligt 4 § i denna lag i dess nuvarande lydelse skall en verksamhet anses som yrkesmässig om den utgör näringsverksamhet enligt 13 kap. inkomstskattelagen (1999:1229) eller bedrivs i former som är jämförliga med en till sådan näringsverksamhet hänförlig rörelse och ersättningen för omsättningen i verksamheten under ett kalenderår överstiger 30 000 kr per år.
2 kap. Förnybar el som berättigar till elcertifikat
Certifikatberättigade anläggningar
1 §
Berättigad att erhålla elcertifikat är innehavare av anläggningar där el produceras med hjälp av
1. vindkraft,
2. solenergi,
3. geotermisk energi,
4. vissa typer av biobränsle,
5. vågenergi,
6. vattenkraft i befintliga anläggningar som vid lagens ikraftträdande
kan leverera en effekt om högst 1500 kilowatt,
7. vattenkraft i anläggningar vilka inte varit i drift efter den 1 juli 2001
men som tas i drift efter lagens ikraftträdande,
8. ökad installerad effekt i befintliga vattenkraftanläggningar i den ut-
sträckning som effekten ökas genom åtgärder som vidtagits efter den 1 juli 2002, samt
9. vattenkraft som producerats i anläggningar vilka för första gången tas
i drift efter den 1 juli 2002.
Om flera sådana anläggningar som avses i första stycket sjätte punkten är belägna i närheten av varandra och gemensamt matar in el på ledningsnätet, skall anläggningarna anses som separata anläggningar vid tillämpningen av denna lag.
Om särskilda skäl föreligger får Statens energimyndighet, efter ansökan från anläggningens innehavare, besluta att el som producerats
i annan vattenkraftanläggning än sådan som avses i första stycket punkt sex skall berättiga innehavaren till certifikat.
Begreppen vindkraft, solenergi och geotermisk energi liksom vågenergi har berörts i anslutning till 1 kap. 2 §.
Första stycket
El som produceras i vattenkraftverk med en installerad effekt av mer än 1500 kilowatt per anläggning och som är i drift den 1 juli 2002 berättigar inte innehavaren att erhålla elcertifikat. Genom bestämmelsens åttonde punkt kommer emellertid elproduktion från befintliga vattenkraftverk till den del denna beror på ökning av anläggningens effekt att berättiga till elcertifikat.
Genom bestämmelsens nionde punkt kommer vidare all produktion av el från nya vattenkraftanläggningar, oberoende av storlek, som tas i drift efter den 1 juli 2002 att berättiga innehavaren till elcertifikat.
En anläggning skall anses vara tagen i drift då den nyttjas för sitt ändamål på ett normalt sätt, medan inledande provkörning eller testning av anläggningen inte är att anse som ett i drifttagande. Med befintlig anläggning avses en anläggning som var i drift vid lagens ikraftträdande.
Andra stycket
Bestämmelsen medför att om flera små vattenkraftanläggningar är lokaliserade till samma plats, t.ex. ett visst strömfall, kan de ändå bli berättigade till elcertifikat med stöd av första stycket punkt sex. Bestämmelsen utgör ett avsteg från vad som normalt avses med begreppet anläggning i ellagen (1997:857).
I detta sammanhang kan anmärkas att om samma anläggning har flera innehavare skall ändå hela anläggningens effekt beaktas vid prövning av om elproduktionen berättigar innehavarna till certifikat. En anläggning på 2 900 kilowatt är således inte certifikatberättigad enligt första stycket punkten sex även om den skulle innehas av tre skilda rättssubjekt.
Tredje stycket
Genom bestämmelsens tredje stycke ges en begränsad möjlighet för innehavare av befintliga vattenkraftanläggningar med högre effekt än 1 500 kilowatt att erhålla elcertifikat. Det är främst två fall som bestämmelsen avser. För det första bör innehavare av vattenkraftanläggningar, vilka kan visa att tillståndsbeslut eller andra beslut av riksdag, regering eller myndigheter medfört att anläggningen blir ekonomiskt olönsam att driva, komma ifråga. För det andra bör även anläggningar under 15 megawatt där det genomförts omfattande ombyggnader eller investeringar som är så kostsamma att anläggningen under överskådlig tid inte blir lönsam att driva utan det stöd elcertifikat kan ge, komma ifråga. Även i detta fall är det anläggningens innehavare som skall visa att anläggningen blir olönsam att driva på grund av åtgärden.
2 §
Godkännande av produktionsanläggning för erhållande av elcertifikat meddelas av Statens energimyndighet efter ansökan från anläggningens innehavare.
Av 2 kap. 5 § jämförd med 1 kap. 4 § följer att endast innehavare av godkända produktionsanläggningar för förnybar el är berättigade till elcertifikat.
Omfattningen av den prövning Statens energimyndighet har att göra kommer att variera beroende på vilken typ av produktionsanläggning det är fråga om. Generellt gäller att anläggningarna måste vara utrustade med en föreskriftsenlig mätutrustning så att de rapporter om producerad el som skall lämnas är tillförlitliga. Ligger anläggningen inom ett koncessionerat nät åvilar ansvaret för mätningen nätkoncessionären. Ligger anläggningen inom ett icke koncessionspliktigt nät åvilar ansvaret för mätningen anläggningens innehavare. Denne kan själv utföra mätning och rapportering och har då att följa de föreskrifter Statens energimyndighet utfärdar i detta hänseende (jfr kommentaren till 2 kap. 4 §) En annan och kanske mer praktisk lösning är att producenten avtalar med den nätkoncessionär till vars nät hans användaranläggning är ansluten, att denne skall ombesörja mätning och rapportering av certifikatberättigad elproduktion.
Då det gäller äldre vattenkraftverk kan en särskild prövning av anläggningens installerade effekt krävas. På motsvarande sätt måste en uppgiven ökning av produktionskapaciteten i ett storskaligt vattenkraftverk vidimeras.
Prövningen skall endast avse huruvida anläggningen uppfyller de krav som uppställts i denna lag eller i förordningar utfärdade med stöd av denna lag för att anläggningens innehavare skall vara berättigad till elcertifikat. Någon prövning av t.ex. ett kraftvärmeverks miljöpåverkan skall däremot inte göras utan i sådana avseenden skall den prövning som skett enligt annan lagstiftning godtas.
3 §
Närmare bestämmelser om godkännande av produktionsanläggningar för förnybar el samt om vilka typer av biobränsle som berättigar till certifikat meddelas av regeringen eller den myndighet regeringen bestämmer.
Utöver de förutsättningar som framgår av föregående paragraf erfordras vissa bestämmelser av mera formell natur om godkännande av produktionsanläggningar, t.ex. vilka uppgifter som skall lämnas i ansökan om godkännande. Då det gäller elproduktion genom förbränning av biobränsle krävs närmare bestämmelser om vilka typer av bränsle som berättigar till elcertifikat. Denna fråga är relativt komplicerad och det kan antas att synen på vilka typer av biobränsle som är godkända kommer att förändras över tiden. Sådana bestämmelser bör därför utfärdas av regeringen eller den myndighet regeringen bestämmer med stöd av bemyndigandet i denna paragraf.
Mätning och rapportering
4 §
Innehavare av sådan certifikatberättigad produktionsanläggning som inte är direkt ansluten till ett nät som omfattas av koncessionsplikt skall – för att erhålla certifikat – mäta och rapportera mängden producerad el till Affärsverket svenska kraftnät.
Regeringen eller den myndighet regeringen bestämmer får meddela närmare föreskrifter om mätning och rapportering enligt första stycket.
Flertalet av de certifikatberättigade producenterna torde vara direkt anslutna till koncessionspliktiga elnät. Föreskrifter för innehavare av nätkoncession att mäta och rapportera överförd el finns i 3 kap. 10 § ellagen (1997:857) och de med stöd av denna lag utfärdade föreskrifterna i förordningen (1999:716) om mätning, beräkning och rapportering av överförd el. Statens energimyndighet har med stöd av den sistnämnda förordningen utfärdat föreskrifter och allmänna råd (NUTFS 1999:2) om mätning, beräkning och rapportering av överförd el. De nu gällande bestämmelserna innebär bland annat att nätägare mäter den el som matas in på nätet och rapporterar resultatet av mätningarna dels till den aktuella produktionsanläggningens innehavare och dels till Affärsverket svenska kraftnät. Rapporteringen till Affärsverket svenska kraftnät sker dock i aggregerad form, så att det inte är möjligt att i denna rapportering direkt härleda från vilken av flera produktionsanläggningar inmatningen skett. Härtill kommer att rapportering av inmatning från innehavare av små produktionsanläggningar enligt en övergångsbestämmelse till 3 kap. 10 § ellagen (1997:857) för närvarande får ske genom schablonberäkning. Utredningen förutsätter att ändringar i den nämnda förordningen och i Energimyndighetens föreskrifter genomförs så att rapportering från nätkoncessionären till Affärsverket svenska kraftnät av inmatning från certifikatberättigade producenter sker med angivande av från vilken anläggning inmatningen skett. Härigenom kommer Affärsverket svenska kraftnät att med viss automatik kunna utfärda certifikat för sådan produktion.
Den förevarande bestämmelsen är tillämplig på sådana elproducenter vilka driver anläggningar som inte direkt är anslutna till ett koncessionspliktigt nät utan där producerad el matas in på ett ickekoncessionspliktigt nät. Denna kategori elproducenter torde främst bestå av en litet antal industriföretag vilka har elproduktion för den egna industriella verksamheten och innehavare av små vatten- eller vindkraftsanläggningar som främst drivs för den egna jordbruksrörelsens eller fastighetens behov. I dessa fall måste producenten själv – för att kunna erhålla certifikat – mäta och rapportera mängden producerad el till Affärsverket svenska kraftnät; se dock vad som anförts om möjligheten att träffa avtal om mätning och rapportering med nätkoncessionär i kommentaren till 2 kap. 2 §.
Genom bestämmelsens andra stycke ges regeringen eller den myndighet regeringen bestämmer bemyndigande att utfärda närmare bestämmelser om hur mätning och rapportering av el i detta hänseende skall ske.
Tilldelning av elcertifikat
5 §
En certifikatberättigad producent har rätt att erhålla ett elcertifikat för varje uppmätt och till Affärsverket svenska kraftnät rapporterad megawattimme förnybar el som producerats i anläggningar som godkänts enligt 2 §.
Närmare bestämmelser om sättet för tilldelning av elcertifikat samt beräkning och rapportering av mängden producerad förnybar el genom utnyttjande av biobränsle meddelas av regeringen eller den myndighet regeringen bestämmer.
Av bestämmelsens första stycke framgår att rätten till elcertifikat är beroende av att den certifikatberättigade produktionen uppmätts och rapporterats till Affärsverket svenska kraftnät. Någon särskild ansökan om att erhålla certifikat erfordras således inte utan sedan producenten, efter ansökan härom, blivit certifikatberättigad kommer ett certifikat att utfärdas och tilldelas producenten i efterhand för varje uppmätt och rapporterad hel megawattimme certifikatberättigad el.
Rapportering av produktion från sådana vattenkraftanläggningar som enligt 2 kap. 1 § punkt åtta är berättigade till certifikat för el som producerats genom att den installerade effekten ökats efter lagens ikraftträdande torde avse anläggningens samlade elproduktion. I dessa fall måste Energimyndigheten särskilt underrätta Affärsverket svenska kraftnät om hur stor del av produktionen som är certifikatberättigad. Om exempelvis den installerade effekten ökats från åtta till tio megawatt efter lagens ikraftträdande skall Affärsverket svenska kraftnät utfärda certifikat för en femtedel av den rapporterade produktionen från anläggningen dvs. ett certifikat för fem uppmätta och rapporterade megawattimmar.
Då det gäller biobränslebaserad elproduktion – främst kraftvärmeverk och anläggningar för elproduktion genom industriellt mottryck – kan särskilda problem uppkomma då det gäller att avgöra hur stor del av den uppmätta elproduktionen som är certifikatberättigad. Detta sammanhänger med att det kan vara möjligt att i samma anläggning producera el dels med sådant biobränsle som berättigar till elcertifikat, dels med fossila bränslen eller annat bränsle som inte är certifikatberättigat. Genom bestämmelsens andra stycke bemyndigas regeringen att utfärda eller låta utfärda
närmare föreskrifter om hur beräkning och rapportering av mängden producerad förnybar el genom utnyttjande av biobränsle skall ske samt även närmare bestämmelser om sättet för tilldelning av elcertifikat i allmänhet. Tilldelning kommer då att ske på motsvarande sätt som beskrivits i föregående stycke.
Utländska certifikat
6 §
Regeringen får utfärda föreskrifter om utländska elcertifikats giltighet i Sverige.
Som framgått av allmänmotiveringen har utredaren funnit att en harmonisering av det svenska elcertifikatsystemet med andra länder som infört eller avser att införa liknande system är av stor vikt. Bestämmelsen avser att underlätta för regeringen att på ett snabbt och enkelt sätt kunna närmare bestämma villkoren för utländska certifikats giltighet i Sverige.
3 kap. Kontoföring av och handel med elcertifikat m.m.
Kontoföring och utfärdande av elcertifikat
1 §
Den myndighet regeringen bestämmer skall kontoföra eller låta kontoföra elcertifikat i ett avstämningsregister (elcertifikatregister).
Kontoföringen skall ske med tillämpning av bestämmelserna i 1 kap. 3 § , 4 kap. 1 , 17 och 20 §§ , 5 kap. , 6 kap. 1 – 4 §§ och 7 § , 7 kap. samt 8 kap. 1 och 2 §§ lagen ( 1998:1479 ) om kontoföring av finansiella instrument (kontoföringslagen) om annat inte följer av denna lag.
Vid tillämpningen av kontoföringslagens bestämmelser skall vad som där stadgas om finansiella instrument som varken utgör aktier eller skuldförbindelser äga tillämpning på elcertifikat och vad som stadgas om centrala värdepappersförvarare äga tillämpning på den myndighet regeringen bestämmer.
I paragrafens första stycke stadgas att kontoföring av elcertifikat skall utföras genom den myndighets försorg som regeringen
bestämmer med tillämpning av vissa bestämmelser i lagen (1998:1479) om kontoföring av finansiella instrument (KFL). KFL reglerar, som framgår av lagens rubrik, kontoföring av finansiella instrument. Med detta begrepp avses enligt 1 kap. 1 § lagen (1991:980) om handel med finansiella instrument fondpapper och annan rättighet eller förpliktelse avsedd för handel på värdepappersmarknaden. För att falla under definitionen förutsätts bl.a. att det förekommer handel på värdepappersmarknaden med det aktuella instrumentet i relativt betydande omfattning. Detta torde i varje fall under de närmaste åren inte vara fallet med elcertifikat och dessa utgör därför inte finansiella instrument.
Ett flertal bestämmelser i KFL reglerar kontoföring av aktier och skuldförbindelser. Elcertifikat faller inte under någon av dessa kategorier och de särskida bestämmelserna om kontoföring av sådana instrument är därför inte tillämpliga vid kontoföring av elcertifikat.
1 kap. KFL innehåller allmänna bestämmelser. I 1 kap. 3 § KFL återfinns definitioner av ett antal i lagen använda begrepp. Vissa av dessa, bl.a. främst emittent, finansiellt instrument och skuldförbindelse, har betydelse för förståelsen av övriga bestämmelser i lagen. Det kan i detta sammanhang påpekas att staten genom Affärsverket svenska kraftnät även är att anse som emittent av elcertifikat vid tillämpning av KFL.
2 kap. KFL handlar om auktorisation av centrala värdepappersförvarare och är inte tillämpligt vid kontoföring av elcertifikat. Dessa utgör, som förut nämnts, inte finansiella instrument.
3 kap. KFL innehåller bestämmelser om kontoförande institut och förvaltarregistrering. Något behov av förvaltarregistrering eller någon motsvarighet till kontoförande institut har inte bedömts föreligga under överskådlig tid vid kontoföring av elcertifikat och kapitlet är därför inte tillämpligt.
4 kap. KFL innehåller bestämmelser om avstämningsregister och avstämningskonton.
4 kap. 1 § anger vad ett avstämningsregister är samt att den centrala värdepappersförvararen är personuppgiftsansvarig enligt personuppgiftslagen (1998:204). Vid paragrafens tillämpning på kontoföring av elcertifikat skall med central värdepappersförvarare avses den som med stöd av bestämmelsen utses att sköta kontoföringen och denne blir tillika personuppgiftsansvarig enligt personuppgiftslagen för behandlingen av personuppgifter i elcertifikatregistret.
2–15 §§ KFL reglerar vilka finansiella instrument som kan kontoföras enligt lagen samt förfarandet vid kontoföring av redan utgivna aktier m.m. I elcertifikatregistret kommer endast elcertifikat att kontoföras. Förevarande bestämmelser är därför ej tillämpliga på elcertifikat.
Enligt 16 § KFL skall varje innehavare av sådana finansiella instrument som registreras enligt KFL ha ett eller flera avstämningskonton om inte instrumenten är förvaltarregistrerade. Bestämmelsen motsvaras av 3 kap. 2 § elcertifikatlagen.
I 17 § KFL regleras vad som alltid skall anges på ett avstämningskonto. Bestämmelsen, som skall tillämpas vid kontoföring av elcertifikat kompletteras av 3 kap. 3 § elcertifikatlagen.
Enligt 20 § KFL får en central värdepappersförvarare vägra att öppna avstämningskonto för förvärvare av ett sådant finansiellt instrument som kontoförs av värdepappersförvararen endast om det finns grund för det enligt KFL eller annan författning. Bestämmelsen är tillämplig även vid kontoföring av elcertifikat.
5 kap. KFL innehåller bestämmelser om registreringsåtgärder och skall i sin helhet tillämpas vid kontoföring av elcertifikat. Det kan dock påpekas att kontoförande institut, som anförts ovan, inte existerar vid kontoföring av elcertifikat.
6 kap. KFL innehåller de centrala civilrättsliga bestämmelserna om rättsverkan av registrering och skall tillämpas även vid kontoföring av elcertifikat. 6 kap. 5 och 6 §§ avser dock skuldförbindelser och eftersom elcertifikat inte utgör denna typ av värdepapper blir dessa paragrafer ej tillämpliga. Genom 6 kap. 7 § möjliggörs pantsättning av elcertifikat.
7 kap. KFL innehåller bestämmelser om skadestånd och är i sin helhet tillämpligt vid kontoföring av elcertifikat.
8 kap. 1 och 2 §§ KFL behandlar frågor om rätt till insyn och tystnadsplikt och skall tillämpas vid kontoföring av elcertifikat.
Eftersom särskilda bestämmelser om tillsyn och överklagande finns i elcertifikatlagen skall bestämmelserna i 9 och 10 kap. KFL ej tillämpas och inte heller 8 kap. 3 §.
2 §
Varje certifikatberättigad producent skall erhålla ett eller, om producenten så begär, flera avstämningskonton i elcertifikatregistret. Den
som enligt anmälan har förvärvat elcertifikat skall erhålla ett avstämningskonto i elcertifikatregistret.
Efter ansökan skall ett eller flera avstämningskonton läggas upp i elcertifikatregistret även för andra fysiska eller juridiska personer som begär detta.
Bestämmelsen motsvarar 4 kap. 16 § kontoföringslagen.
3 §
På ett avstämningskonto skall, utöver vad som följer av 4 kap. 17 § kontoföringslagen, även anges de registrerade certifikatens identifieringsnummer, samt datum då de registrerade certifikaten utfärdades.
På ett avstämningskonto skall enligt 4 kap. 17 § kontoföringslagen anges
1. kontohavarens namn, personnummer eller annat identifierings-
nummer samt postadress,
2. panthavares namn, personnummer eller annat identifieringsnum-
mer samt postadress,
3. det antal finansiella instrument som kontot omfattar,
4. i förekommande fall att kontohavaren har förvaltare enligt 11 kap.
7 § föräldrabalken med uppdrag som omfattar förvaltning av aktierna eller att aktierna företräds av en förvaltare som förordnats enligt 7 kap. 14 a § bankrörelselagen (1987:617), 5 kap. 15 a § lagen (1992:1610 ) om finansieringsverksamhet, 6 kap. 3 g § lagen (1991:981) om värdepappersrörelse, 11 kap. 2 h § lagen (1992:543) om börs- och clearingverksamhet eller 3 kap. 2 e § försäkringsrörelselagen (1982:713),
5. pantsättning och förekomst av annan särskild rätt som gäller ett
finansiellt instrument,
6. konkurs avseende kontohavaren samt utmätning, kvarstad eller
betalningssäkring avseende ett finansiellt instrument eller avseende panträtt i detta,
7. inskränkning enligt 13 kap. 19 § andra stycket eller 14 kap. 21 §
andra stycket föräldrabalken.
I 4 kap. 18 och 19 §§ finns ytterligare bestämmelser om vad som skall anges beträffande aktier och skuldförbindelser. De sistnämnda lagrummen är inte tillämpliga vid kontoföring av elcertifikat.
Genom den föreslagna bestämmelsen föreskrivs att det vid kontoföring av elcertifikat även skall anges ett identifieringsnummer för varje certifikat samt det datum certifikatet utfärdades. Med hjälp av numret kan certifikatet härledas till en viss producent eller produktionsanläggning. Det är härigenom också möjligt att använda certifikatet som ursprungsmärkning för den förnybara el certifikatet representerar.
Av 3 kap. 7 § framgår att ett elcertifikat inte är föremål för preskription.
4 §
Regeringen eller den myndighet regeringen bestämmer får meddela närmare bestämmelser om registrering och kontoföring av elcertifikat.
5 §
Ett elcertifikat utfärdas genom att den certifikatberättigade producenten registreras som ägare till certifikatet på ett konto i elcertifikatregistret. Registreringen skall ske inom fem arbetsdagar från den dag då rapport om certifikatberättigad elproduktion kom Affärsverket svenska kraftnät till handa.
Certifikatberättigade producenter kommer fortlöpande att tilldelas ett elcertifikat för varje megawattimme till Affärsverket svenska kraftnät rapporterad certifikatberättigad elproduktion. Som anförts i kommentaren till 2 kap. 4 § sker normalt rapporteringen i dag genom nätkoncessionärens försorg. Denne har enligt 3 kap. 10 § ellagen (1997:857) och de med stöd av denna lag utfärdade föreskrifterna i förordningen (1999:716) om mätning, beräkning och rapportering av överförd el samt Statens energimyndighets föreskrifter och allmänna råd (NUTFS 1999:2) om mätning, beräkning och rapportering av överförd el skyldighet att rapportera bl.a. uppmätt produktion till Affärsverket svenska kraftnät. Utredningen har utgått från att erforderliga ändringar kommer att göras i dessa bestämmelser så att Affärsverket svenska kraftnät erhåller rapportering om produktion vid enskilda anläggningar.
Då det gäller produktionsanläggningar som inte är timmätta sker rapporteringen enligt nuvarande regler en gång per år. De förut-
sedda ändringarna i nyssnämnda bestämmelser bör ge möjlighet för elproducenter som så önskar att erhålla elcertifikat med tätare intervall.
Handel med elcertifikat
6 §
Den som yrkesmässigt bedriver handel med elcertifikat skall bedriva handeln så att allmänhetens förtroende för elcertifikatmarknaden inte skadas.
Bestämmelsen utgör en allmän uppföranderegel för yrkesmässiga aktörer på elcertifikatmarknaden. Bestämmelsen kompletteras av reglerna om otillbörlig prispåverkan på elcertifikat i 6 kap. 7 §.
7 §
Den rätt som elcertifikatet är bärare av är inte föremål för preskription.
Som anförts i kommentaren till 1 kap. 3 § utgör ett elcertifikat inte något fordringsbevis i inskränkt mening. Det kan därför ifrågasättas huruvida elcertifikat in dubio skulle omfattas av bestämmelserna i preskriptionslagen (1981:130) eller om ett elcertifikat inte är underkastat någon allmän preskription. Genom den föreslagna bestämmelsen slås fast att elcertifikat inte är underkastade preskription.
8 §
Säljaren av elcertifikat skall, i samband med att anmälan om överlåtelsen sker till den som ansvarar för registerhållningen, även uppge det pris till vilket överlåtelsen skett.
Bestämmelsen, som är straffsanktionerad i 6 kap. 5 §, gör det möjligt för Affärsverket svenska kraftnät att fullgöra de uppgifter beträffande prisinformation m.m. som framgår av 3 kap. 9 §. Om registret förs av någon annan än Affärsverket svenska kraftnät skall
uppgifterna rapporteras från den som ansvarar för elcertifikatregistret till Affärsverket svenska kraftnät. Detta kan regleras genom ett civilrättsligt avtal.
9 §
Affärsverket svenska kraftnät skall fortlöpande offentliggöra information angående överlåtelser av elcertifikat. Informationen skall avse tidpunkten för överlåtelsen, antalet överlåtna certifikat och det pris till vilket överlåtelsen skett.
Affärsverket svenska kraftnät skall vidare fortlöpande offentliggöra det volymvägda medelvärdet av priset på elcertifikat under de närmast föregående tolv månaderna samt antalet utgivna elcertifikat under samma period.
Regeringen får utfärda närmare föreskrifter om offentliggörande av information enligt första stycket.
Vid överlåtelser av elcertifikat som sker på någon form av organiserad handelsplats kan handelsplatsen sprida information om priset vid gjorda avslut. Om en betydande del av handeln sker genom individuella avtal mellan köpare och säljare kommer priset vid sådana överlåtelser normalt inte att offentliggöras. Det kan därför finnas betydande svårigheter – särskilt under tiden innan en eller flera handelsplatser för elcertifikat hunnit etablera sig – för marknadens aktörer och för andra intressenter att erhålla tillförlitlig information om marknadspriset för elcertifikat.
Ett offentliggörande av certifikatpriset vid de överlåtelser som anmälts för registrering kommer att göra den möjligt även för små aktörer att, redan i inledningsskedet av certifikatssystemets införande och innan någon handelsplats hunnit etablera sig, bilda sig en uppfattning om marknadspriset för certifikat.
Även medelvärdet av priset under året kan vara av intresse för marknadens aktörer men är också bestämmande för sanktionsavgiftens storlek enligt 6 kap. 1 § och för beräkning av de kostnader en sådan elleverantör som avses i punkt två i övergångsbestämmelserna får föra vidare till sina kunder. Med volymvägt medelvärde avses det medelvärde som erhålls då summan av de belopp som betalats för alla försålda certifikat under perioden divideras med den totala omsättningen av certifikat under samma period.
Sättet för offentliggörande, t.ex. genom Internet, bestäms av regeringen med stöd av bemyndigandet i andra stycket. I förordningen bör även kompletterande bestämmelser ges om hur ofta och för vilka perioder offentliggörandet skall ske. Det bör understrykas att endast tidpunkten för överlåtelsen, antalet certifikat och det avtalade priset görs offentligt medan parternas identitet inte lämnas ut.
4 kap. Kvotplikt m.m.
Definition
1 §
Med kvotplikt avses skyldighet att till staten inge elcertifikat i proportion till den egna förbrukningen eller försäljningen av el.
Bestämmelsen innehåller en definition av begreppet kvotplikt.
Kvotplikt m.m.
2 §
Kvotplikt föreligger för
1. elanvändare som efter anmälan till Statens energimyndighet registre-
rats som kvotpliktig,
2. elanvändare som producerat eller importerat el som denne själv
förbrukat, samt
3. elleverantör som sålt el till elanvändare som inte varit registrerad
som kvotpliktig.
Kvotplikten gäller dock inte för el som elanvändaren för eget bruk producerat i en anläggning där generatorn har en märkeffekt som är högst 50 kW.
En elleverantör som avses i första stycket, punkt tre är skyldig att till elanvändare särskilt lämna uppgift om det pris leverantören betingar sig för elcertifikat vid försäljning av el till en elanvändare som inte är kvotpliktig.
Bestämmelsen anger vilka rättssubjekt som är kvotpliktiga.
En sådan elanvändare som avses i punkten två är kvotpliktig för hela sin förbrukning, även om han också köpt el från en leverantör. Elleverantören har i dessa fall sålt el till en kvotpliktig förbrukare och är alltså inte kvotpliktig för denna försäljning.
Kvotplikt inträder då en elanvändare registreras som kvotpliktig, uppfyller bestämmelsen i punkten två eller då en elleverantör levererar el till en elanvändare som inte är registrerad som kvotpliktig.
Undantaget i andra stycket avser el som producerats i produktionsanläggningar, t.ex. reservkraftaggregat eller produktionsanläggningar som i allmänhet endast levererar en del av den energi som åtgår för exempelvis en jordbruksrörelses förbrukning. För att undantaget skall vara tillämpligt krävs dock att den producerade elen används för producentens eget bruk. Det framstår av administrativa skäl inte som rimligt att ålägga sådana producenter en kvotplikt.
Bestämmelsen i tredje stycket innebär att en elleverantör särskilt måste ange det pris som elanvändare debiteras för elcertifikat. Normalt torde elleverantören lämna prisuppgiften antingen i samband med att denne ingår avtal om leverans av el till en elanvändare som inte är kvotpliktig eller i samband med att denne fakturerar elanvändaren för dennes förbrukning.
3 §
En kvotpliktig skall senast den 1 april varje år till Statens energimyndighet inge elcertifikat i proportion till den egna förbrukningen eller försäljningen under närmast föregående kalenderår.
Skyldighet att inge elcertifikat enligt första stycket föreligger dock inte för el
1. som förbrukats eller sålts för förbrukning vid sådan överföring av
elektrisk kraft på det elektriska nätet som utförs av den som ansvarar för förvaltningen av nätet i syfte att upprätthålla nätets funktion (förlustel),
2. som till lägre effekt än 50 kW utan ersättning levererats av en
producent eller en leverantör till en förbrukare som inte står i intressegemenskap med producenten eller leverantören (frikraft), eller
3. som förbrukats i en användaranläggning som tillhör industriföretag
inom branscherna massa- och pappersindustri, kemisk industri, ståloch metallverk samt gruvindustri och som har ett effektabonnemang överstigande 10 MW.
Tidpunkten för redovisning av elcertifikat har valts dels för att även certifikat som erhållits för produktion under tiden från årsskiftet och fram till den 1 april skall kunna användas för att uppfylla kvotplikten, dels med hänsyn till att i normalfallet flertalet deklarationer har hunnit granskas och eventuella felaktigheter korrigerats före denna tidpunkt.
Genom undantagen i andra stycket punkterna ett och två kommer el som förbrukats eller levererats som förlustel och frikraft inte att ingå i underlaget för kvotplikten.
Skälen för att elintensiv industri undantas från kvotplikt har lämnats i allmänmotiveringen, avsnitt 5.5.2. För att undantaget skall vara tillämpligt krävs att företaget i varje uttagspunkt för en användaranläggning har ett effektabonnemang som överstiger 10 MW.
Levererad eller förbrukad förlustel och frikraft samt el som förbrukats i elintensiv industri måste deklareras (jfr 8 § andra stycket).
4 §
Det antal elcertifikat som en kvotpliktig enligt 2 § skall inge till Statens energimyndighet framgår av följande tabell.
År för vilket kvotplikt skall fullgöras
Antal elcertifikat per levererad eller förbrukad MWh
2003 0,064 2004 0,076 2005 0,095 2006 0,114 2007 0,128 2008 0,139 2009 0,146 2010 0,153
Antalet certifikat den kvotpliktige skall inge bestäms för varje år till ett visst antal hela certifikat.
Av allmänmotiveringen, avsnitt 5.5.3 framgår de överväganden som gjorts vid bestämmandet av kvotplikt.
Av 3 § framgår att certifikaten senast den 1 april skall inges till Statens energimyndighet, som därefter begär att Affärsverket svenska kraftnät skall döda certifikat på myndighetens konto.
Avrundning skall ske till närmaste heltal. Exempel på beräkning av hur många certifikat som skall inges: Förbrukad mängd el (1 635 MWh) * kvotplikten för år 2003 (0,064) = 104,64 vilket medför att 105 certifikat skall inges. Förbrukad mängd el (498) MWh * kvotplikt år 2005 (0,095) = 47,31 vilket medför att 47 certifikat skall inges.
Registrering av kvotpliktiga
5 §
En elanvändare enligt 2 § punkt ett som önskar registrera sig som kvotpliktig skall hos Statens energimyndighet anmäla sig för registrering senast den 1 december året före det år som kvotplikten avser. Anmälan kan avse ett eller flera kalenderår.
Den som är kvotpliktig enligt 2 § punkterna två eller tre skall anmäla sig för registrering hos Statens energimyndighet. Anmälan skall göras senast fyra veckor innan kvotplikten inträder.
Finner Statens energimyndighet att det finns grundad anledning att anta att någon som är kvotpliktig enligt 2 § punkterna två eller tre har underlåtit att anmäla sig för registrering, skall myndigheten även utan anmälan registrera denne som kvotpliktig. Innan registreringen sker skall dock den som berörs av åtgärden beredas tillfälle att yttra sig.
Av bestämmelsens första stycke följer att en elanvändare endast kan registrera sig som kvotpliktig för hela kalenderår. Anledningen är att det skulle medföra administrativa problem för elleverantörer att under löpande kalenderår hantera förändringar i kvotplikten för dem man levererar el till.
Anmälan skall ske senast den 1 december året före det år kvotplikten avser för att elanvändaren skall kunna registreras som kvotpliktig och dennes elleverantör undanta elanvändaren från den försäljning elleverantören är kvotpliktig för.
Genom tredje stycket ges Statens energimyndighet möjlighet att ex officio registrera kvotpliktiga som underlåtit att anmäla sig för registrering. Ett sådant beslut kan överklagas enligt 7 kap.
6 §
Statens energimyndighet skall senast den 31 december varje år offentliggöra vilka elanvändare som registrerats som kvotpliktiga enligt 2 § punkt ett samt fortlöpande offentliggöra vilka elanvändare som registrerats som kvotpliktiga enligt 2 § punkt två.
Regeringen får utfärda närmare föreskrifter om offentliggörande av information enligt första stycket.
Avtal om leverans av el kommer att ingås mellan elleverantörer och såväl kvotpliktiga som icke kvotpliktiga elanvändare. Frågan om elanvändaren själv är kvotpliktig eller inte torde i allmänhet beröras i avtalet. Eftersom elleverantören alltid är kvotpliktig för el som levereras till en elanvändare som inte själv är kvotpliktig har denne behov av att kunna kontrollera vilka av deras kunder som registrerats som kvotpliktiga. Därför har ett krav på offentliggörande av registret över kvotpliktiga elanvändare införts.
Deklaration
7 §
Den som är kvotpliktig skall senast den 1 mars varje kalenderår till Statens energimyndighet lämna en deklaration avseende den el som den kvotpliktige förbrukat eller sålt till elanvändare under föregående kalenderår. Om el som anges i 3 § andra stycket har förbrukats eller levererats skall även detta deklareras.
Den kvotpliktige är skyldig att i skälig omfattning genom räkenskaper, anteckningar eller på annat sätt sörja för att det finns underlag för fullgörande av deklarationsskyldigheten enligt första stycket. Handlingar som nu avses skall bevaras i sju år efter utgången av det år som deklarationsskyldigheten förelåg.
Närmare bestämmelser om kvotpliktigas skyldighet att lämna deklaration enligt första stycket och om att föra räkenskaper och bevara handlingar enligt andra stycket meddelas av regeringen eller den myndighet regeringen bestämmer.
Tidpunkten den 1 mars har valts med hänsyn till den kvotpliktiges möjlighet att fastställa mängden el som sålts eller – för elanvändare – förbrukats.
Granskning av deklarationer
8 §
Inkomna deklarationer skall granskas så snart som möjligt. Statens energimyndighet skall senast sex månader efter att en fullständig deklaration inkommit till myndigheten fatta beslut om eventuell sanktionsavgift enligt 6 kap. 1 §.
9 §
Underlåter den som är deklarationsskyldig att lämna deklaration i rätt tid eller är den avlämnade deklarationen ofullständig, kan Statens energimyndighet förelägga honom att lämna deklaration eller göra erforderliga kompletteringar. Ett sådant föreläggande får förenas med vite.
Statens energimyndighet får även förelägga den som är kvotpliktig att lämna uppgift, visa upp handling eller lämna över kopia av handling som behövs för att kontrollera att uppgifterna är riktiga samt, om särskild anledning föreligger, efter samråd med den kvotpliktige vid besök hos denne göra avstämning med dennes räkenskaper, anteckningar eller andra handlingar.
Ett föreläggande enligt andra stycket får förenas med vite om det finns anledning att anta att det annars inte följs. Finns det anledning att anta att den kvotpliktige eller, om den kvotpliktige är juridisk person, en ställföreträdare för den kvotpliktige har begått brott, får den kvotpliktige dock inte föreläggas vid vite att medverka i utredning av en fråga som har samband med den gärning som brottsmisstanken avser.
10 §
Har den kvotpliktige i sin deklaration lämnat oriktiga uppgifter om sin försäljning eller förbrukning får Statens energimyndighet ändra ett beslut som meddelats enligt 8 §. Ett sådant ändringsbeslut får dock inte meddelas efter utgången av det femte året efter det kalenderår som beslutet avsåg.
Bestämmelserna i 9 och 10 §§ är utformad efter förebild av bestämmelser i lagen (1990:325) om självdeklaration och kontrolluppgifter samt taxeringslagen (1990:324).
5 kap. Tillsyn, avgifter m.m.
Tillsyn
1 §
Statens energimyndighet har tillsyn över efterlevnaden av denna lag samt de föreskrifter som meddelats med stöd av lagen.
Tillsynen omfattar dels godkännande av produktionsanläggningar och rapportering av produktion till Affärsverket svenska kraftnät och dels registrering av kvotpliktiga och deras fullgörelse av kvotplikten. Energimyndigheten har däremot inte något direkt tillsynsansvar då det gäller handeln med elcertifikat. I dessa delar är Konkurrensverket och Konsumentverket samt – om elcertifikat i framtiden anses utgöra finansiella instrument – Finansinspektionen tillsynsmyndigheter.
2 §
Statens energimyndighet har efter samråd med innehavare av godkänd produktionsanläggning för förnybar el rätt till tillträde till anläggningen för att kontrollera att kraven på anläggningen alltjämt är uppfyllda.
Statens energimyndighet får förelägga innehavare av godkänd produktionsanläggning att lämna de upplysningar och de handlingar som behövs för tillsynen.
Bestämmelsens första stycke innebär att Statens energimyndighet har en generell rätt till tillträde till de anläggningar som godkänts för produktion av certifikatberättigad el. Innan tillträde sker måste dock myndigheten samråda med anläggningens innehavare. Samrådet kan dock inte medföra att Statens energimyndighet nekas tillträde.
3 §
Innehavare av nätkoncession är skyldig att på begäran av Statens energimyndighet lämna uppgifter om den överföring av el som skett till elanvändare som är registrerade som kvotpliktiga.
Statens energimyndighet kan vid granskning av deklarationer från kvotpliktiga elanvändare finna anledning att närmare kontrollera riktigheten i de lämnade uppgifterna. En möjlighet är att genom förfrågan hos elanvändarens nätkoncessionär erhålla uppgift om den mängd el som denne registrerat som överförd till användarens anläggning. Bestämmelsen medför att nätkoncessionären är skyldig att lämna sådana uppgifter.
4 §
Affärsverket svenska kraftnät är skyldigt att på begäran av Statens energimyndighet lämna de uppgifter som energimyndigheten behöver för att utöva tillsyn över godkända produktionsanläggningar.
Bestämmelsen motiveras av att Statens energimyndighet kan vara i behov av t ex uppgifter om uppgiven mängd producerad el, mängden biobränsle som använts i biobränslebaserade produktionsanläggningar. Paragrafen gör det möjligt att lämna uppgifterna även om de skulle omfattas av sekretess hos Affärsverket svenska kraftnät.
Återkallelse av godkännande
5 §
Statens energimyndighet skall återkalla ett tidigare meddelat godkännande om myndigheten finner att en produktionsanläggning som godkänts enligt 2 kap. 2 § inte längre uppfyller de förutsättningar som krävs för godkännande.
Om anläggningens innehavare underlåter att fullgöra de skyldigheter som kan följa av förordning eller föreskrift som utfärdats med stöd av denna lag får Statens energimyndighet återkalla ett tidigare meddelat godkännande för en tid av högst ett år.
Ett beslut om återkallelse av godkännande medför att innehavaren av produktionsanläggningen förlorar rätten att erhålla elcertifikat för el som producerats i anläggningen under den tid återkallelsen avser. Ändras senare beslutet om återkallelse efter omprövning eller överklagande skall Statens energimyndighet eller den högre instansen pröva huruvida innehavaren skall ha rätt att i efterhand erhålla elcertifikat för den produktion som ägt rum efter beslutet om återkallelse.
Förändringar i en produktionsanläggning som godkänts för certifikatberättigad elproduktion medför i allmänhet inte att rätten till certifikat bortfaller. Undantag utgör biobränslebaserad elproduktion. I sådana anläggningar ansvarar producenten för att anläggningen fortlöpande uppfyller de krav för godkännande som ställs på sådana produktionsanläggningar.
Genom 2 kap. 5 § andra stycket har regeringen eller den myndighet regeringen bestämmer bemyndigats att utfärda närmare bestämmelser om beräkning och rapportering av mängden producerad el vid förbränning av biobränsle. Om en innehavare av en biobränslebaserad produktionsanläggning underlåter att följa sådana regler kan detta medföra att rätten att erhålla certifikat återkallas för en i återkallelsebeslutet bestämd tid.
Om beslutet om återkallelse senare ändras och detta bero på att det förelegat ett ursäktligt misstag eller något annat jämförbart skäl är det rimligt att producenten även erhåller certifikat för produktion som skett under tiden efter återkallelsen. Detta får avgöras från fall till fall.
Avgifter
6 §
En elanvändare som enligt 2 kap. 2 § första punkten önskar registrera sig som kvotpliktig skall utge en årlig registreringsavgift om 500 kr till Statens energimyndighet.
Elanvändare som registrerar sig som kvotpliktiga orsakar kostnader på grund av ökad administration hos Statens energimyndighet. Genom att elanvändaren måste betala en årlig registreringsavgift kommer det endast att finnas skäl för sådana elanvändare som har en betydande förbrukning att registrera sig kvotpliktiga.
7 §
För kontoföring och registrering av överlåtelser av elcertifikat har den myndighet regeringen bestämmer rätt att ta ut avgifter enligt de närmare föreskrifter som regeringen meddelar.
Avgifterna avser att täcka hela eller delar av den registeransvariga myndighetens kostnader för kontoföring och registrering av överlåtelser av elcertifikat. Avgifterna fastställs av regeringen med stöd av bemyndigandena i dessa bestämmelser. Avgift skall dock inte erläggas för registrering av de elcertifikat som tilldelas producenter i förhållande till deras produktion av förnybar el och inte heller om överlåtelsen sker till Statens energimyndighet.
8 §
En kvotpliktig som inte inkommer med deklaration enligt 4 kap. 7 § skall utge förseningsavgift med ettusen kronor.
Statens energimyndighet meddelar beslut om förseningsavgift.
Skyldighet att utge förseningsavgift uppkommer då en deklarationsskyldig inte inkommit med deklaration inom den i 4 kap. 7 § angivna tiden.
6 kap. Sanktionsavgifter och ansvar m.m.
Sanktionsavgift
1 §
En kvotpliktig som underlåtit att fullgöra sin skyldighet att inge elcertifikat enligt 4 kap. 3 § skall till staten utge sanktionsavgift. Sanktionsavgiften uppgår till 150 % av det volymvägda medelvärdet av certifikatpriset under perioden från och med den 1 april det år kvotplikten avser till och med den 31 mars det år certifikaten skall inges.
Sanktionsavgiften skall under åren 2003–2007 inte överstiga 200 kr per certifikat som ej ingivits.
Sanktionsavgiftens storlek beror på medelvärdet av priset på elcertifikat under den tolvmånadersperiod som löper från och med den
1 april under det år kvotplikten avser till och med den 31 mars det år certifikaten skall redovisas. Skälen för att avgiften bör beräknas på detta sätt liksom motiven för begränsning av sanktionsavgiftens storlek under de inledande fem åren har berörts i allmänmotiveringen; se avsnitt 5.6. Enligt 3 kap. 9 § andra stycket skall Affärsverket svenska kraftnät fortlöpande offentliggöra medelvärdet av priset på försålda certifikat. Det värde som offentliggörs vid mars månads utgång skall läggas till grund för beräkning av sanktionsavgiftens storlek.
Begreppet volymvägt medelvärde har berörts i kommentaren till 3 kap. 9 §.
Under åren 2003 till och med 2007 får sanktionsavgiften inte överstiga 200 kr. Denna begränsning avser att utgöra ett skydd mot att kvotpliktiga under början av certifikatssystemets införande drabbas av orimligt höga sanktionsavgifter. Skälen för den valda begränsningen har närmare berörts i allmänmotiveringen, avsnitt 5.6.
Garantipris
2 §
En certifikatberättigad producent har under åren 2004 till och med 2008 rätt att från den 30 april till och med den 30 juni hos Statens energimyndighet lösa in elcertifikat som denne tilldelats under föregående kalenderår för nedanstående pris.
Certifikat utgivna år Pris 2003 60 kr 2004 50 kr 2005 40 kr 2006 30 kr 2007 20 kr
Bestämmelsen har motiverats i avsnitt 5.7.
Ansvar
3 §
Den som, vid handel med elcertifikat, i avsikt att otillbörligt påverka priset vid allmän omsättning av certifikaten
1. sluter avtal eller företar annan rättshandling för skens skull,
2. i hemlighet förenar avyttring av elcertifikat med utfästelse att senare
förvärva dessa till visst lägsta pris eller med villkor som begränsar rätten till fortsatt avyttring eller annars är avsedda att undandra certifikaten allmän omsättning,
döms för otillbörlig certifikatprispåverkan till böter eller fängelse i högst ett år eller, om brottet är ringa, till böter.
Detsamma gäller, om någon, i annat fall än som avses i första stycket, vid handel på elcertifikatmarknaden i avsikt att otillbörligt påverka priset vid allmän omsättning av elcertifikaten ingår köp- eller säljavtal, lämnar anbud om slutande av sådant avtal, vidtar annan liknande åtgärd eller föranleder någon annan till sådan rättshandling och åtgärden är ägnad att vilseleda köpare eller säljare av elcertifikat.
Är brottet med hänsyn till omfattningen av kurspåverkan eller övriga omständigheter att anse som grovt, skall dömas till fängelse i högst två år.
Bestämmelsen, vilken har utformats med 9 § insiderstrafflagen (2000:1086) som förebild, straffbelägger vissa otillbörliga förfaranden vid handel med elcertifikat. Bestämmelsen i insiderstrafflagen fanns tidigare i 7 kap. 1 § lagen om handel med finansiella instrument och har behandlats i förarbetena till denna lag.
4 §
Den som uppsåtligen eller av grov oaktsamhet
1. underlåter att anmäla sig för registrering som kvotpliktig enligt 4 kap.
2 §,
2. lämnar oriktig uppgift om mängden levererad eller förbrukad el i en
sådan deklaration som avses i 4 kap. 4 §
döms till böter eller fängelse i högst ett år om gärningen inte är belagd med strängare straff i brottsbalken .
Är brottet med hänsyn till storleken av den vinning det medfört och övriga omständigheter att anse som grovt skall dömas till fängelse i lägst sex månader och högst fyra år.
5 §
Den som med uppsåt eller av oaktsamhet till Statens energimyndighet
1. lämnar oriktig eller vilseledande uppgift vid ansökan om godkän-
nande av produktionsanläggning enligt 2 kap. 2 §, eller
2. lämnar oriktig eller vilseledande uppgift enligt 2 kap. 8 § om det pris
till vilket certifikat överlåtits
döms till böter. I ringa fall skall dock inte dömas till ansvar.
7 kap. Överklagande
1 §
Statens energimyndighets beslut enligt 2 kap. 1 och 2 §§, 4 kap. 5 §, 5 kap. 5 och 8 §§ och 6 kap. 1 § samt Affärsverket svenska kraftnäts beslut att tilldela en certifikatberättigad producent elcertifikat får överklagas hos allmän förvaltningsdomstol.
Prövningstillstånd krävs vid överklagande till kammarrätten.
Övergångsbestämmelser
1. Denna lag träder i kraft den 1 januari 2003.
2. Elleverantör som har gällande avtal med elanvändare som sträcker sig längre än den 31 december 2002 har rätt att av elanvändare som inte är registrerade som kvotpliktiga ta ut kostnad för inköp av elcertifikat motsvarande den kvotplikt som belöper på elanvändarens förbrukning.
Kostnaden skall bestämmas med tillämpning av det enligt 3 kap. 9 § andra stycket offentliggjorda volymvägda medelvärdet av priset på försålda certifikat för aktuellt kalenderår.
Bestämmelsen reglerar vad som skall gälla för de leverantörer som har sådana leveransavtal som sträcker sig efter den 31 december 2002. Eftersom sådana leveransavtal träffas av leverantörens kvotplikt i de fall elanvändaren inte själv är kvotpliktig har det befunnits nödvändigt att övergångsvis införa en bestämmelse som gör det möjligt för leverantören att debitera en kostnad för uppfyllande av den kvotplikt som belöper på elanvändaren oberoende av vad avtalet stadgar. Kostnaden skall bestämmas med utgångspunkt i det genomsnittliga marknadspriset för aktuellt kalenderår, vilket kommer att offentliggöras av Affärsverket svenska kraftnät enligt bestämmelsen i 3 kap. 9 § andra stycket.
3. Innehavare av produktionsanläggningar för vilka ansökan om godkännande enligt 2 kap. 2 § inkommit före lagens ikraftträdande är berättigade till elcertifikat från lagens ikraftträdande enligt 2 kap. 3 § om ansökan leder till godkännande.
10.2. Förslag till lag om ändring i ellagen (1997:857)
Härigenom föreskrivs att 4 kap. 10 § ellagen (1997:857) skall upphöra att gälla vid utgången av år 2002.
Ett borttagande av denna bestämmelse innebär att den småskaliga kraftproduktionen kommer att likställas med övriga produktionsanläggningar anslutna till lokalnäten. Nättariffen som dessa skall betala skall således vara skälig och vila på saklig grund enligt 4 kap.
1 § ellagen. Elnätsutredningen har i sitt delbetänkande ”Elnätsföretag, Regler och tillsyn” (SOU 2000:90) föreslagit att skälighetsrekvisitet skall få en ändrad innebörd. Om denna lagändring införs så kommer bestämmelsen om att nättariffer skall vara utformade på sakliga grunder att utgöra den viktigaste prövningsgrunden. Vidare får nättariffen enligt 4 kap. 3 § ellagen inte vara avståndsberoende.
Av avsnitt 5.9.3 framgår hur mycket produktionsanläggningar större än 1 500 kilowatt betalar i nätavgifter med dagens prissättning.
Övergångsbestämmelse
1. Innehavare av nätkoncession som under år 2002 haft sådana elproduktionsanläggningar som enligt 4 kap. 10 § endast erlagt kostnaderna för mätning, beräkning och rapportering skall senast en månad efter denna lags ikraftträdande till Statens energimyndighet meddela vilka dessa anläggningar är, mätarställning per den 1 januari 2003 samt vem som är innehavare av anläggningarna.
Statens energimyndighet behöver denna information för att de skall kunna utge ersättning till innehavaren av dessa anläggningar.
2. Innehavare av sådana produktionsanläggningar som under år 2002 enligt 4 kap. 10 § endast erlagt kostnaderna för mätning, beräkning och rapportering skall intill utgången av år 2010 av Statens energimyndighet erhålla ersättning motsvarande en tredjedel av det enligt 3 kap. 9 § lagen om elcertifikat beräknade medelvärdet för ett elcertifikat för varje uppmätt och till Statens energimyndighet inrapporterad megawattimme el som producerats i en sådan anläggning.
Motiven för ersättningens storlek har berörts i den allmänna delen av betänkandet, avsnitt 5.9.3.
3. Innehavare av nätkoncession som under år 2002 haft sådana elproduktionsanläggningar som enligt 4 kap. 10 § endast erlagt kostnaderna för mätning, beräkning och rapportering skall intill utgången av år 2010 till Statens energimyndighet varje kalenderår rapportera den el som under året uppmätts från anläggningen. Rapporten skall lämnas senast en månad efter kalenderårets slut.
Rapportering av den uppmätta elproduktionen krävs för att produktionsanläggningens innehavare skall kunna erhålla rätt ersättning. Statens energimyndighet har att utbetala ersättningen utan särskild ansökan så snart det är möjligt efter att produktionen rapporterats till myndigheten.
10.3 Förslag till lag om ändring i lagen ( 1994:1776 ) om skatt på energi.
Härigenom föreskrivs att 11 kap. 10 § sjätte stycket lagen ( 1994:1776 ) om skatt på energi skall upphöra att gälla vid utgången av år 2002.
Genom bestämmelsen kommer den s.k. miljöbonusen att upphöra att gälla vid utgången av år 2002. Som framgått av allmänmotiveringen, avsnitt 5.1.2, är avsikten att den under en övergångstid skall ersättas av ett direkt produktionsstöd intill dess vindkraftverket har uppnått 25 000 fullasttimmar.
Särskilt yttrande
Särskilt yttrande av sakkunnige Christer Söderberg
Sammanfattning
Att utreda handel med elcertifikat har visat sig vara komplext och arbetsintensivt. Utredarna har lagt ned ett omfattande arbete för att lösa denna svåra uppgift och mycket värdefullt arbetsmaterial har framtagits.
Utredningen har dock inte nått ända fram och vissa konsekvenser av förslaget har ej redovisats, ej heller har tillräcklig analys gjorts av behoven av stöd för olika produktionsslag.
Det undantag för kvotplikten för elintensiv industri som föreslås är ej tillräckligt motiverat för att övertyga om behovet av ett sådant undantag och ett tilläggsuppdrag att utreda relationen mellan småskalig elproduktion och lokalnätägare har uppenbarligen av tidsskäl blivit ofullständigt behandlat.
Viss form av el från biobränsleeldad kraftvärme erhåller idag skattebefrielse och har därför konkurrensfördelar. Så länge denna konkurrensfördel består anser jag att denna elproduktion ej ska ingå i elcertifikatsystemet.
Med nuvarande förslag till elcertifikathandel kommer all nyproduktion av vindkraft i praktiken att upphöra liksom den kompetens och industriella kapacitet som byggts upp kring vindkraften i Sverige. Detsamma gäller för småskalig och medelstor vattenkraft där leverantörskapaciteten redan hunnit reduceras på ett allvarligt sätt. En fortsatt stagnation inom vattenkraften kommer att leda till fortsatt uttunning i leverantörsledet vilket är mycket allvarligt eftersom det finns ett stort antal äldre anläggningar i behov av restaurering. Risken för en tilltagande nedläggning av dessa anläggningar är uppenbar.
En möjlighet att lösa de negativa effekter som här redovisats är att införa differentierad tilldelning av certifikat vilket enbart marginellt kommer att öka certifikatkostnaden för elkunderna eftersom den ökade tilldelningen kommer de små produktionsanläggningarna till del och för nya anläggningar blir det en tidsbegränsad ökning av tilldelningen.
Allmänt
Handel med elcertifikat har visat sig vara ett komplext system och det har av utredarna krävts mycket arbete för att kunna förutse de konsekvenser som kommer att uppstå.
Utredarna har också lagt ned mycket möda på denna uppgift och det har i utredningen framtagits mycket värdefullt material i anslutning till ämnet.
Jag har dock synpunkter på utredningens slutsatser och delvis en annan uppfattning om analyserna av framtaget underlag samt de förslag som framkommit, vilket närmare redovisas nedan.
A. Kommittédirektivet och vilken elproduktion som ska stödjas
Enligt direktivet till Elcertifikatutredningen ska elcertifikaten överbrygga skillnaden mellan samhällsekonomisk och företagsekonomisk lönsamhet. Enbart de produktionsanläggningar som behöver stöd ska stödjas. Här finns således ett gränsdragningsproblem som inte är lätt. Vidare anges under rubriken framtida ekonomiskt stöd för småskalig elproduktion: målet skall vara att främja en fortsatt utbyggnad av elproduktion från förnybara energikällor.
Utredningens förslag kommer inte att ansluta till detta mål eftersom man kan konstatera att vilket energislag man än väljer för ny förnybar elproduktion så blir kostnaderna större än vad som inom överskådlig tid kommer att täckas med det nya systemet.
Jag anser att utredningen ej tillräckligt analyserat vilka anläggningar som behöver stöd samt, genom att ej genomföra erforderliga produktionskostnadsberäkningar, har gjort felaktiga avgränsningar.
Med förslaget att tilldela all elproduktion från förnybara energikällor ett certifikat (befintlig vattenkraft över 1,5 MW undantagen) kommer den absoluta majoriteten av utgivna elcertifikat täckas genom bränslebyten i kraftvärmeverk och
industriell mottryckskraft, produktionsslag som behöver ett litet stöd för att byta till biobränsle men som enbart i liten utsträckning tillför kraftsystemet ny el.
Någon utbyggnad av ny förnybar elproduktion av betydelse kommer ej förrän efter ca 7 år då ökade kvotkrav höjer priset på certifikaten till sådana nivåer som möjligen kan stimulera en utbyggnad. Fram till dess kommer ingen utbyggnad av vare sig vind- eller vattenkraft ske.
En enhetlig certifikattilldelning är således ett alltför trubbigt instrument för att nå målet och ger ej stimulans till en önskvärd mångfald i elproduktion från förnybara energikällor.
B. Konsekvenser av föreslaget certifikatsystem
Konsekvenserna av föreslaget certifikatsystem är för elkunderna noggrant redovisade medan konsekvenserna för småskalig elproduktion knappast berörs. I det avsnitt som berör konsekvenserna för elproducenter (6.6) förs ett allmänt resonemang hur producenter kan uppträda på en certifikatmarknad. Att konsekvenserna för nyproduktion, i synnerhet småskalig, är att all sådan verksamhet i praktiken avstannar framgår ej. Facit har vi redan i handen. Inom småskalig vattenkraft har nästan all nybyggnad avstannat de senaste åren, ett mindre antal projekt har genomförts med stöd av investeringsbidrag. Detta stöd upphör nu och certifikatsystemet bedöms ge samma ersättningsnivåer för vattenkraftproducenterna som de har idag men investeringsbidraget försvinner och därmed även fortsatt utbyggnad av småskalig vattenkraft. Eftersom ny vindkraft har samma produktionskostnad som småskalig vattenkraft (ca 50 öre/kWh) och kommer i certifikatsystemet att få samma ersättning som småskalig vattenkraft kommer även utbyggnaden av vindkraft att upphöra. Denna konsekvens för små elproducenter har inte redovisats i utredningen.
För de leverantörer som är knutna till denna sektor avhandlas konsekvenserna på ett par rader. Man konstaterar att leverantörerna idag för en tynande tillvaro och att föreslaget system ej kommer att förbättra denna situation.
Det är inte korrekt att beskriva situationen som tynande, det finns flera kompetenta och livskraftiga leverantörer, om än små, och som är under utveckling. Men om föreslaget system blir verklighet raderas troligen en hel bransch ut.
Inom vindkraft har de senaste 10 åren kompetensen byggts upp och de verksamma företagen har stadigt ökat sin kompetens och kapacitet. Även om det finns få svenska turbinföretag, finns det i Sverige ett stort antal underleverantörer vilka genom vindkraftutbyggnaden fått en betydande orderingång. Dessutom är flera stora aktörer villiga att snabbt investera stora summor i landet om ersättningsnivåerna för vindkraftel blir någorlunda rimliga. Med utredningens förslag riskerar Sverige att de företag som redan är etablerade på marknaden drar sig ur landet, med friställningar som följd. Detta ska ställas mot den nationalekonomiska vinst som en storskalig satsning ger. En utbyggnad till 10 TWh/år ger lågt räknat flera tusen arbetstillfällen. En stark hemmamarknad är också förutsättningen för exportmöjligheter, vilka kan bli betydande.
De senaste årens låga aktivitet inom småskalig och medelstor vattenkraft har minskat antalet leverantörer men de som idag överlevt för inte en tynande tillvaro. Om nuvarande förslag blir verklighet blir tyvärr så fallet, frågan är om någon finns kvar när efterfrågan ökar omkring år 2010. Detta är allvarligt då det i Sverige finns många gamla anläggningar i behov av upprustning, vilket dock ej kan genomföras med dagens låga ersättningsnivåer, ej heller med certifikatsystem av föreslagen modell. Risken för en ökad nedläggning av vattenkraftverk är uppenbar.
Ingen fortsatt utbyggnad av vindkraft, småskalig vatten- och biokraft kommer att ske under de närmaste 6–7 åren med skingring av kompetens, industriell kapacitet och kapitalförluster som resultat. Denna kompetens och investeringsvilja kommer att bli oerhört svår att bygga upp när den väl försvunnit. Utredningen har inte berört denna konsekvens.
För befintliga små producenter kommer vissa problem att uppstå när villkoren försämras. De som får störst problem är de som investerat i vindkraft. Det övergångssystem som föreslås ger de producenter som kommit in sent med sina investeringar (från ca 1998) en för kort övergångsperiod för att klara övergången till det nya stödsystemet med risk för konkurser som följd.
Utredningsförslagets konsekvenser för vindkraft, småskalig vattenkraft samt leverantörerna till dessa är ofullständigt beskriven och ger en felaktig bild av att konsekvenserna för dessa kategorier är försumbara.
C. Målet för tillkommande produktion från förnybara energikällor
Utredningen anger att 10 TWh ny elproduktion från förnybara energikällor beräknas tillkomma mellan 2003 och 2010.
Detta mål är mycket lågt satt i förhållande till det av EU nyligen satta målet (direktivet om främjande av elproduktion från förnybara energikällor) som för Sveriges del är satt till ca 20 TWh. Visserligen har EU-direktivet år 1997 som bas men mellan 1997 och 2001 har inte mycket ny elproduktion till kommit i Sverige, varför storleksordningen ändå får anses vara korrekt.
Det är inte rimligt att Elcertifikatutredningens mål är satt till halva det tillväxtmål som av EU satts upp för Sverige. Vidare sägs i EU-direktivet att man ska arbeta för att nå en trovärdighet så att finansiärer kan känna en långsiktig trygghet för sina investeringar.
Ett tillväxtmål av EU:s storleksordning skulle öka möjligheterna för tillskott från utbyggnad av ny elproduktion om samtidigt sanktionsgränsen justeras.
D. Undantag från kvotplikten
Elintensiv industri har begärt undantag från kvotplikten m.h.t. att man är utsatt för internationell konkurrens. Utredningen föreslår också att så blir fallet för elintensiv industri med en abonnerad effekt överstigande 10 MW.
I referensgruppen har inte presenterats något trovärdigt underlag som styrker detta behov, enbart konkurrensmotivet är ej tillräckligt. För att skapa trovärdighet behöver denna industri redovisa en jämförelse av elkostnaderna för motsvarande industrier i konkurrentländerna samt en nivå för de företag som ska undantas m.h.t. vilken andel elkostnaden har i produktionens totalkostnad. Ett generellt undantag för s.k. elintensiv industri kan ge för många ”gratisåkare”. Denna typ av subvention främjar heller ej produktionseffektivitet och teknisk utveckling inom elintensiv industri.
E. Ändring i ellagen om små producenters villkor för inmatning på lokala elnät
I ett sent skede fick Elcertifikatutredningen från Elnätsutredningen överta ett av nätägare identifierat problem med inmatning av kraft från små produktionsanläggningar (under 1 500 kW) i de
lokala elnäten. Inmatning av el har i vissa nät blivit ett ökande problem huvudsakligen som ett resultat av den kraftiga expansionen av vindkraft, det nuvarande regelverket är ej tillfyllest i vissa fall.
Utredningen har givits alltför lite tid att behandla denna fråga som i sig innehåller flera problemområden och innehåller förslag till ändringar av principiell karaktär. Ärendet har varit så brådskande att något skriftligt tilläggsdirektiv ej lämnats till utredningen, enbart ett muntligt.
Utredningen föreslår att lokala elproduktionsanläggningar under 1 500 kW ska dela på kostnaderna för underhåll och förnyelse av lokalnäten till skillnad från vad som hittills gällt.
En utredning från Svensk Energi, företrädare för nätbolagen, hävdar att producenterna bör betala 1–5 öre/kWh för sin inmatning i lokalnäten men denna utredning har inte redovisats för referensgruppen.
Övriga konfliktområden mellan små elproducenter och nätägare är kostnader för anslutning och storleken på ersättning för s.k. nätnytta.
Att dessa områden är fyllda av motsättningar visar det stora antalet prövningsärenden som inkommit till Energimyndigheten.
Av dessa konfliktområden räcker det inte att snabbehandla enbart ett, baserat på underlag från nätägarna, utan samtliga problemområden måste behandlas i ett sammanhang.
Därför anser jag att en översyn av regelverket för små elproduktionsanläggningars relation till lokalnäten skall lyftas ur Elcertifikatutredningen och i sin helhet behandlas av en annan utredning.
F. Regionalpolitiska aspekter
Tillkomsten av ny småskalig elproduktion kan få regionalpolitisk betydelse.
Utövare av traditionella yrken som jord- och skogsbruk, fiske, hantverk m.m. kan genom att även bli elproducent i liten skala öka basen för sina möjligheter att fortsätta verka i glesbygd.
Småskalig elproduktions betydelse för sysselsättning och utvecklande av entreprenörskap får inte undervärderas.
Lokal utbyggnad av kraftvärme i små orter (närvärme) har i Danmark visat sig vara en framgång men man har också gjort sådan
utbyggnad ekonomiskt motiverad och därmed skapat sysselsättning och en mångfald inom elproduktionen.
När samhällskonsekvenserna av ett förslag av typ Elcertifikatutredningen ska utvärderas bör alla samhällsaspekter av förslaget redovisas.
Utredningen har inte gjort en tillräcklig beskrivning av regionala aspekter vilket jag anser ska göras.
G. Skattesubventionerad elproduktion från kraftvärme
El som av ett företag används i elpannor och värmepumpar är elskattebefriad om elen produceras i egna biobränsleeldade kraftvärmeverk.
År 2000 kostade detta staten ca 128 mnkr, samtidigt som miljöbonus till vindkraft kostade staten ca 65 mnkr. Stödet till vindkraft har således enbart i genomsnitt kostat hälften av stödet till biobränsleeldad kraftvärme tillhörig de energibolag som har elpannor och värmepumpar.
Utredningen föreslår att även denna typ av elproduktion (biokraftvärme) ska tilldelas elcertifikat vilket jag anser vara felaktigt och strider mot kommittédirektivet.
Så länge skattesubventionen föreligger skall denna typ av elproduktion vara undantagen från certifikatsystemet.
H. Slutkommentar
Stödet med hjälp av elcertifikat ger ej i föreliggande förslag önskad effekt för utbyggnaden av elproduktion från förnybara energikällor. Förslaget ger en stor ökning av elproduktion från kraftvärme och industriellt mottryck, vilket är önskvärt, men det ger ej motivation för utbyggnad av ny kraft, i synnerhet inte småskalig sådan. Detta är anmärkningsvärt eftersom hittillsvarande energipolitik har främjat just den småskaliga elproduktionen och det finns inget i kommittédirektiven som ändrar denna inriktning.
Det är ingen tvekan om att det är skillnader i produktionskostnader mellan små och stora produktionsanläggningar samt nya resp. gamla anläggningar.
För att åstadkomma följsamhet till kommittédirektiven att enbart anläggningar som är i behov av stöd ska få stöd kan ett system med differentierad tilldelning av certifikat lösa problemet
utan att överkompensera stora resp. äldre anläggningar. Avgränsningen för vattenkraft vid 1,5 MW är för snäv, även inom denna storleksgrupp finns ett stödbehov, om än mindre än för den småskaliga vattenkraften. Gränsen för stöd till vattenkraft bör sättas till 10 MW, i likhet med den gräns som tillämpas av EU.
En modell för differentierad tilldelning av certifikat har föreslagits av SERO men har ej behandlats av utredarna. Denna modell löser problemet när man samtidigt vill nå flera mål.
Förslaget ger marginella merkostnader till elkunderna eftersom det företrädesvis är de små elproduktionsanläggningarna som får ökad tilldelning av certifikat.
En anledning att utredarna ej vill ta upp detta förslag anges vara att det komplicerar systemet.
Detta stämmer inte enligt min uppfattning eftersom merarbetet huvudsakligen är en programmeringsfråga i ett dataprogram, för de flesta anläggningar av engångskaraktär.
Ett system med differentierad certifikattilldelning ökar inte komplexiteten mer än undantaget för elintensiv industri.
Bilaga 1
Kommittédirektiv
Ett system för certifikathandel baserat på Dir. kvoter för användningen av el från förnybara 2000:56 energikällor
Beslut vid regeringssammanträde den 31 augusti 2000.
Sammanfattning av uppdraget
En utredare tillkallas med uppdrag att utforma ett system för certifikathandel baserat på kvoter för användningen av el från förnybara energikällor. Utredaren skall ge förslag till de organisatoriska förändringar och författningsregleringar som systemet kräver. Systemet skall utformas i enlighet med de riktlinjer som regeringen redovisat i propositionen om ekonomiska förutsättningar för elproduktion från förnybara energikällor (1999/2000:134) och med riksdagens kommande ställningstaganden till dessa riktlinjer. Systemet skall tas fram med sikte på ikraftträdande den 1 januari 2003.
Det ingår i uppdraget att föreslå dels vilka som skall ansvara för de olika uppgifter som systemet medför, dels vilka organisatoriska förändringar som behöver genomföras. Andra uppgifter för utredaren är att definiera vilken elproduktion som skall inkluderas i systemet och vilka miljökriterier som skall gälla för denna produktion. Utredaren skall också föreslå lämplig kvotstorlek och
redovisa sina bedömningar av hur denna kvot bidrar till att generera ett lämpligt pris på certifikaten så att den önskade effekten på utvecklingen av förnybara energikällor kan uppnås. En viktig del i utredarens arbete skall även vara att undersöka och klargöra eventuella behov av komplement till detta system under en övergångsperiod, t.ex. stöd med samma funktion som investeringsstöd. Ett alternativ är att hantera dessa problem inom regelverket för rätten att utfärda certifikat.
Bakgrund
Med småskalig elproduktion avses produktion i anläggningar som kan leverera el med en effekt av högst 1 500 kW. Dessa anläggningar är mindre vattenkraftstationer, vindkraftverk och mindre kraftvärmeanläggningar. Den småskaliga produktionen uppgår till 1,5 % av landets totala elproduktion eller knappt 2 TWh per år. Av detta står vattenkraft för ca 1,5 TWh och vindkraft för ca 0,4 TWh.
I prop. 1993/94:162 om handel med el i konkurrens betonade regeringen att övergången till en fri marknad på kort sikt kan innebära vissa problem för småskalig elproduktion. Riksdagen delade denna bedömning (bet. 1993/94:NU22, rskr 1993/94:358) liksom bedömningen att det föreslagna systemet med mottagningsplikt för leveranskoncessionärerna skulle ge ett tillfredsställande skydd för de små producenterna. I näringsutskottets betänkande underströks betydelsen av att konsekvenserna för den småskaliga elproduktionen noga belystes i samband med att systemet med leveranskoncession skulle ses över inom en femårsperiod.
Bestämmelserna om leveranskoncession och s.k. mottagningsplikt upphörde att gälla den 1 november 1999 (prop. 1998/99:137, bet. 1999/2000:NU4, rskr. 1999/2000:1). Mottagningsplikten innebar att det företag som hade leveranskoncession för ett visst område hade skyldighet att köpa el från småskaliga elproduktionsanläggningar inom området. Priset för el från småskaliga elproduktionsanläggningar övervakades av nätmyndigheten. I ellagen (199/:857) fanns det krav på att detta pris skulle vara skäligt. I förarbetena till lagen anfördes att bedömningen av skäligheten hos priset för inköpt el från småskaliga elproduktionsanläggningar borde baseras på koncessionshavarens genomsnittliga försäljningsintäkter per kWh över året, minskade med avdrag för skäliga administrationskostnader m.m. samt skälig vinstmarginal.
Nuvarande stödsystem
Den 8 juli 1999 uppdrog regeringen åt Affärsverket svenska kraftnät att genomföra en upphandling av småskalig elproduktion. Upphandlingen hade till syfte att skapa enhetliga inköpsförhållanden för den småskaliga elproduktionen under perioden november 1999- december 2000. Denna period motsvarar den tid som mottagningsplikten skulle ha gällt om leveranskoncessionssystemet inte hade upphört i förtid. De genomsnittliga priserna i de vinnande anbuden låg för anbudsperioden på 13-14 öre per kWh för både vindkraft och vattenkraft. Upphandlingen har varit ett viktigt underlag för att bedöma behovet av ytterligare stöd till den småskaliga elproduktionen.
I budgetpropositionen för år 2000 (prop. 1999/2000:1 utg.omr. 21, bet. 1999/2000:NU3, rskr. 1999/2000:115) föreslog regeringen att ett tillfälligt stöd för el producerad i småskaliga produktionsanläggningar skulle införas för perioden den 1 november 1999-den 31 december 2000. Stödet har godkänts av Europeiska kommissionen enligt en skrivelse från kommissionen den 16 juni 2000 (statsstödsärende N 4/00, dnr EUN1999/5177/NL).
En miljöbonus för vindkraft infördes den 1 juli 1994 på initiativ av riksdagen i lagen (1957:262) om allmän energiskatt (Bet. 1993/94:SkU34, rskr. 1993/94:297). Då denna lag upphävdes fördes reglerna oförändrade över till den nya lagen (1994:1776) om skatt på energi, som trädde i kraft den 1 januari 1995. Bestämmelserna innebär att avdrag för vindkraftsproducerad elkraft får göras i deklarationen av den som är skyldig att betala energiskatt för elektrisk kraft (11 kap. 10 § sjätte stycket lagen (1994:1776) om skatt på energi). För avdraget tillämpas den skattesats som gäller för hushållsförbrukning i södra Sverige (11 kap. 3 § första stycket 4), för närvarande 16,2 öre/kWh. Avdragets storlek är således oberoende av vilken skattesats som tillämpats vid leveransen av den vindkraftsproducerade kraften.
Den 26 oktober 1999 beslutade Europeiska kommissionen att miljöbonusen är förenlig med EG-fördraget (statsstödsärende NN 143/96, dnr EUN96/1788). Enligt kommissionens praxis bör driftsstöd för elproduktion från förnybara energikällor vara tidsbegränsat. Vid utgången av år 2000 kommer miljöbonusen att ha gällt under sex och ett halvt år. I samband med ärendets behandling har regeringen hänvisat till den pågående översynen av de stödformer som nu tillämpas för förnybar elproduktion och till att ett nytt
stödsystem beräknas träda i kraft den 1 januari 2001. Regeringen har förbundit sig att i samband med införandet av det nya stödsystemet senast den 1 januari 2001 avskaffa miljöbonusen i dess nuvarande form. Frågan om den fortsatta hanteringen av miljöbonusen bereds för närvarande i Regeringskansliet. Regeringen avser att redovisa sitt ställningstagande i denna fråga i budgetpropositionen för år 2001.
Som en del av 1997 års energipolitiska program kan investeringsstöd lämnas till vindkraft, småskalig vattenkraft och biobränslebaserad kraftvärmeproduktion (prop. 1996/97:84, bet. 1996/97:NU12, rskr. 1996/97:272).
Dessutom främjar staten utvecklingen av el från förnybara energikällor genom stöd till forskning och utveckling samt genom s.k. energiteknikstöd och stöd till demonstrationsprojekt, vilka administreras av Statens energimyndighet.
Utvecklingen inom EU
Utvecklingen av förnybara energikällor är ett viktigt mål för Europeiska gemenskapens energipolitik. I Europeiska kommissionens meddelande Energi för framtiden: förnybara energikällor – Vitbok för en gemenskapsstrategi och handlingsplan1 sägs det att förnybara energikällor år 2010 bör ha en marknadsandel på 12 % inom unionen som helhet jämfört med ca 6 % i dag.
Enligt Europeiska kommissionens arbetsdokument El från förnybara energikällor och den inre marknaden för el2 har garantipris och mottagningsplikt hittills varit den mest framgångsrika metoden för att skapa snabb tillväxt av förnybar elproduktion. Enligt kommissionen är dock nackdelen med sådana system att de inte ger upphov till konkurrens mellan olika produktionsanläggningar baserade på förnybara energikällor, varför kostnadspressen kan vara låg och teknikutvecklingen hämmas. Kommissionen anser att stödsystem som inköpskvoter som styr efterfrågan är att föredra eftersom de skapar konkurrens mellan olika produktionsanläggningar. De ger incitament för teknikutveckling och sjunkande priser. Kommissionen anser att stödsystem som bättre kan utnyttja marknadskrafternas förmåga att sänka kostnaderna för produktionen bör prioriteras.
1
(1) KOM(97)599 slutlig, 26.11.97.2 (2) SEK(1999) 470 slutlig, 13.4.1999.
Många av medlemsländerna delar kommissionens åsikt att konkurrensbaserade lösningar är den väg man bör följa. Ambitionen är att som ett led i utvecklingen på sikt skapa gemensamma regler för stöd till elproduktion baserad på förnybara energikällor. Flera medlemsländer har introducerat marknadsbaserade stödsystem såsom gröna certifikat, kvothandel och upphandlingsmodeller. Till dessa länder hör Danmark, Irland, Italien, Nederländerna och Storbritannien.
Den 10 maj 2000 lämnade kommissionen ett förslag till direktiv om främjande av el från förnybara energikällor på den inre marknaden för el.3 Det föreslås bl.a. att kommissionen skall följa utvecklingen när det gäller stödsystem och senast fem år efter ikraftträdandet av direktivet presentera en rapport om erfarenheterna av de olika system som används i de olika medlemsländerna. Enligt direktivförslaget skall medlemsländerna sätta upp nationella mål för användningen av el från förnybara energikällor och införa system för certifiering eller ursprungsgaranti.
Sveriges medlemskap i EU innebär att stöd till näringslivet i princip är förbjudet och undantag måste godkännas av Europeiska kommissionen. Reglerna om statligt stöd finns i artiklarna 87-89 i EG-fördraget. I artikel 87.1 finns ett antal kriterier som om de uppfylls innebär att en viss åtgärd betraktas som statligt stöd. Varje åtgärd betraktas som statligt stöd om inte annat sägs i fördraget eller om den innebär att ett enskilt företag, en enskild sektor, en enskild region eller en viss produktion gynnas av det offentliga eller med offentliga medel så att konkurrensen snedvrids i sådan utsträckning att det påverkar handeln mellan medlemsstater. Formuleringen är bred och täcker in många olika typer av åtgärder. Undantag från det generella förbudet kan göras mot bakgrund av artikel 87.1 och 87.3. Kommissionen utfärdar rättsakter, bl.a. i form av riktlinjer, till stöd för sin rättstillämpning.
Med driftsstöd avses ett stöd som minskar kostnader som företaget annars normalt måste stå för som en del av den dagliga verksamheten. Kommissionens allmänna inställning till driftsstöd är att sådana inte bör godkännas. Vissa undantag finns dock om stödet t.ex. kan motiveras i enlighet med kommissionens riktlinjer om regionalpolitiskt stöd eller om stöd till miljöskyddande åtgärder. I vissa fall finns det förutsättningar att få sådana stöd godkända. Även för storleken på investeringsstöd finns regler.
3 Förslag till Europaparlamentets och rådets direktiv om främjande av el från förnybara energikällor på den inre marknaden för el, KOM(2000)279 slutlig, 10.5.2000.
Kommissionen omarbetar för närvarande miljöriktlinjerna och väntas under september 2000 presentera ett nytt förslag till sådana riktlinjer. Den 28 juni 2000 beslutade kommissionen att förlänga de gamla riktlinjerna till utgången av år 2000 (beslut 2000/C 184/09).
Framtida ekonomiskt stöd för småskalig elproduktion
I anslutning till sitt förslag om att det för en övergångsperiod från den 1 november 1999 till utgången av år 2000 skulle införas ett tillfälligt stöd till småskalig elproduktion framhöll regeringen att en långsiktig lösning för den småskaliga elproduktionen borde tas fram under denna övergångsperiod. Riksdagen beslutade i enlighet med regeringens förslag (bet. 1999/2000:NU3, rskr. 1999/2000:115).
Den 9 december 1999 beslutade regeringen att en interdepartemental arbetsgrupp skulle ta fram förslag till åtgärder som främjar elproduktion från förnybara energislag. Arbetsgruppen presenterade i mars 2000 rapporten Elproduktion från förnybara energikällor - ekonomiska förutsättningar och marknadsmekanismer (Ds 2000:20). Rapporten och remissyttrandena över den ingick i underlaget för propositionen Ekonomiska förutsättningar för elproduktion från förnybara energikällor (prop. 1999/2000:134) där regeringen föreslog riktlinjer för stöd till förnybar elproduktion. Dessa innebär att ett samlat system för att främja förnybar elproduktion skall tas fram med sikte på ikraftträdande den 1 januari 2003. Systemet skall bygga på handel med certifikat kombinerat med en skyldighet att inkludera en viss andel förnybar el som uppfyller vissa miljöegenskaper i elleveranser eller elinköp. Certifikathandel kombinerad med kvoter skall på sikt ersätta nuvarande stödet till förnybar och småskalig elproduktion. Andelens storlek skall kunna förändras över tiden.
Målet skall vara att främja en fortsatt utbyggnad av elproduktion från förnybara energikällor med vissa miljöegenskaper och samtidigt stimulera en marknadsdynamik som skapar förutsättningar för kostnadseffektivitet och teknikutveckling utan att störningar i elmarknadens funktion uppstår. Det nya systemet skall införas på ett sådant sätt att rimliga konkurrensvillkor för den förnybara elproduktionen kan upprätthållas långsiktigt.
Propositionen 1999/2000:134 kommer att behandlas av riksdagen under hösten 2000.
Uppdraget
En särskild utredare skall utforma ett system för handel med certifikat som baseras på kvoter för användningen av el från förnybara energikällor med vissa miljöegenskaper i enlighet med regeringens förslag till riktlinjer i proposition 1999/2000:134 och riksdagens kommande ställningstaganden till dessa. Systemet skall tas fram med sikte på ikraftträdande den 1 januari 2003. Det ingår i utredarens uppdrag att föreslå de organisatoriska förändringar och de regler och författningsändringar som systemet kräver.
Systemet bör utformas så att det uppfyller de mål som i enlighet med gällande politiska riktlinjer på området bör vara vägledande för en modell för stöd till förnybar elproduktion. Dessa mål är att främja nyetablering av elproduktion från förnybara energikällor, att stimulera teknikutveckling och kostnadseffektivitet, att skapa rimliga villkor för befintliga anläggningar, att undvika störningar i elmarknadens funktion, att skapa stabila spelregler oberoende av statsfinansiella förhållanden och att möjliggöra internationell harmonisering.
En viktig del i utredarens arbete skall vara att undersöka och klargöra eventuella behov av komplement till detta system under en övergångsperiod, t.ex. stöd med samma funktion som investeringsstöd. Behovet av komplement kan bl.a. motiveras av skillnader i produktionskostnader till följd av anläggningars olika ålder eller skilda förutsättningar för olika produktionsformer. Ett alternativ är att hantera dessa problem inom regelverket för rätten att utfärda certifikat. Om utredaren anser att det behövs komplement till systemet skall han eller hon föreslå hur sådana åtgärder bör utformas. Utredaren skall beakta utvecklingen av stödsystem i vårt närområde, främst inom den nordiska elmarknaden och EU, och utforma systemet så att en internationell utbyggnad och samordning underlättas. Utredaren skall också beakta utvecklingen inom EG-rätten, bl.a. systemets förenlighet med EG:s statsstödsregler och kommissionens förslag till direktiv om hur el från förnybara energikällor skall få tillträde till den inre marknaden för el.
Avgränsningar för certifikathandeln
En utgångspunkt för förslagen skall vara att ekonomiskt stöd bara bör lämnas till förnybar elproduktion som ännu inte är kommersiellt självbärande. Däremot finns det inga hinder mot att kompletterande informativa styrmedel, t.ex. i form av certifikat, även används för kommersiellt lönsamma verksamheter. En grundprincip för utformningen av systemet skall vara att all el med ursprung i förnybara energikällor, som uppfyller vissa miljökriterier och som behöver stödjas, också bör vara kvalificerade för stöd oavsett kraftslag. Systemet skall således omfatta elproduktion baserad på vindkraft, vattenkraft, solceller och biobränslebaserad kraftproduktion.
Storleksavgränsningen i dagens stödsystem när det gäller småskalig vindkraft och vattenkraft har främst varit ett uttryck för behovet att garantera leverantörer av el i liten skala tillträde till marknaden. Det har inte varit kraftslaget som varit intressant utan producentens möjlighet att hävda sig på elmarknaden. I det nya systemet skall i första hand elproduktionens lönsamhet och det faktum att kraftslaget har sitt ursprung i förnybara energikällor istället vara utgångspunkten vid bedömningen av hur stödet bör avgränsas. Det skall kunna krävas att produktionen uppfyller vissa miljökriterier. Det kan exempelvis gälla biobränslebaserad kraftvärme där problem med hur stödet bör avgränsas behöver analyseras både i fråga om teknik och bränsle, bl.a. vad gäller den ökande importen av osorterade biobränslen och biobränslen med oklara miljöegenskaper. Ett annat exempel gäller vilka kriterierna för vattenkraft skall vara. Utredaren skall också beakta det arbete som pågår inom EU om biobränslehanteringen, bl.a. standardiseringsarbete och förhandlingar om ett förslag till ändring av avfallsförbränningsdirektivet.4
Utredaren skall mot denna bakgrund föreslå lämpliga avgränsningar för stödet inklusive specificering av miljökriterier.
Systemet bör, i varje fall inledningsvis, omfatta endast certifikat som inte är differentierade med avseende på kraftslag. Det är möjligt att en uppdelning på vatten-, vind-, biobränslebaserad kraft och solel kan motiveras när handeln blivit mer omfattande. Inledningsvis är troligen likviditeten och marknadens omfattning för liten för att utgöra underlag för en sådan uppdelning.
4KOM(1998)558 slutlig, 7.10.1998, KOM (1999)330 slutlig, 12.7.1999, direktiv 75/442/EEG, EGT L 194, 25.7.1975, s. 39-41.
För att handeln med certifikat skall fungera väl krävs det att ett genomtänkt och tydligt system för olika institutioner och funktioner byggs upp. Vid utformningen av systemet är det viktigt att klargöra de olika aktörernas roller. En utgångspunkt bör vara att samhällsinstitutioner handhar myndighetsuppgifterna och marknadens aktörer de marknadsrelaterade uppgifterna. Certifikathandeln kommer att kräva vissa organisatoriska förändringar och inrättande av nya funktioner för administration och kontroll. Utredaren skall lämna förslag till hur dessa frågor lämpligen skall lösas och vilken organisation som kommer att krävas.
Utformningen av kvoten
Utredaren skall föreslå vilka aktörer på marknaden som bör omfattas av skyldigheten att inkludera en viss andel förnybar el som uppfyller vissa miljöegenskaper i elleveranser eller elinköp, dvs. bör åläggas kvoter. Förslaget skall bygga på en analys av samhällsekonomiska konsekvenser och juridiska restriktioner liksom administrativa och marknadsmässiga fördelar.
En annan del i utredarens uppdrag är att föreslå en lämplig storlek på kvoten samt utforma ett system för hur kvoten bör bestämmas. Som ett underlag skall utredaren analysera kvotens påverkan på priset på certifikaten och andelen el från förnybara energikällor. Vid analysen bör tillgängliga simuleringsverktyg och modeller utnyttjas liksom erfarenheter från andra länder. En utgångspunkt skall vara att kvoten bör kunna ändras över tiden. Utredaren skall redovisa hur kvoten bör förändras över tiden och vilka effekter en förändrad kvot får på priset på certifikaten och utvecklingen av elproduktionen från förnybara energikällor. Även frågan om hanteringen av torrår och våtår skall behandlas.
Systemets varaktighet och kvotperiodens längd påverkar investerarnas bedömning av den framtida marknaden och därmed investeringens avkastningsmöjligheter. Med kvotperiod avses den period för vilken avstämning och redovisning av hur skyldigheten att inkludera en viss andel el från förnybar elproduktion uppfyllts. Perioden kan vara rullande eller fast. Utredaren skall föreslå en lämplig utformning av kvotperioden.
Ett fungerande system för certifikathandel kommer att kräva någon form av sanktioner för dem som inte uppfyller sina åtaganden. Förutom ekonomiska sanktioner kan andra typer tänkas före-
komma, t.ex. relaterade till företagens good-will. Utredaren skall lämna förslag inom detta område. En utgångspunkt skall dock vara att systemet skall vara administrativt enkelt.
Kringliggande faktorer och systemets konsekvenser
Flera utredningar som pågår eller under senare tid har avslutats utgör viktigt underlag till utformningen av ett system med certifikathandel. Det är dels utredningen om möjligheterna att utnyttja Kyotoprotokollets flexibla mekanismer i Sverige (SOU 2000:45), Klimatkommittén (SOU 2000:23), Vindkraftsutredningen (SOU 1999:75), Miljömålskommittén (SOU 2000:52) och Resurseffektiviseringsutredningen (Fi 1999:02, dir 1998:107). I arbetet med utvecklingen av systemet med certifikathandel skall förslagen i dessa utredningar och remissyttranden över utredningarna beaktas. Förändringar i energibeskattningen - bl.a. vad avser behandlingen av kraftvärmeproduktionen – kan också påverka utformningen av systemet för certifikathandel, vilket skall beaktas mot bakgrund av det arbete för att reformera energiskattesystemet som pågår. Förenligheten med energiskattereglerna kan även komma att påverka vilken kraftproduktion som bör inkluderas i ett certifikathandelssystem. Utredaren skall vidare följa utvecklingen inom EG-rätten och skall särskilt beakta Europeiska kommissionens riktlinjer för statsstöd.
En av huvudkomponenterna i det nuvarande stödsystemet för elproduktion från förnybara energikällor är de investeringsstöd som ingår i 1997 års energipolitiska program. Stödprogrammen löper under perioden 1998-2002 och en utvärdering av dem pågår. Resultaten av utvärderingen kommer att utgöra ett viktigt underlag vid utformningen av certifikatsystemet. Bl.a. skall utredaren beakta konsekvenserna av att det nuvarande investeringsprogrammet avslutas eller förlängs i någon form när ställning tas till behovet av kompletterande åtgärder.
Slutligen skall utredaren redovisa de samhällsekonomiska kostnaderna för sina förslag. Utredaren skall analysera konsekvenserna för olika aktörer och olika kategorier av elanvändare, i synnerhet frågan om industrins internationella konkurrenskraft och hur kostnaderna kan komma att belasta olika kundgrupper och aktörer. En konsekvensanalys av dessa aspekter och av de miljökvalitetsmål som antagits av riksdagen skall ingå i utredarens redovisning.
Systemet med certifikathandel och kvoter för användningen av el från förnybara energikällor skall även utformas på ett sådant sätt att kontinuerliga utvärderingar underlättas.
I de fall utredarens förslag kräver statlig finansiering skall utredaren redovisa hur detta skall ske.
Tidsplan
Utredaren skall redovisa sina överväganden och förslag senast den 31 oktober 2001.
(Näringsdepartementet)
1 Inledning
Utredningen om kvothandel med certifikat för att främja förnybara energikällor (ELCERTH-utredningen) har begärt att Energimyndigheten lämnar underlag beträffande biobränslen för kraftvärmeproduktion. Man önskar en kort sammanställning över avfallsförbränningsdirektivet och läget inom standardiseringsarbetet. Vidare skall de regler som gäller för det svenska investeringsstödet beskrivas.
Enligt utredningens direktiv framgår att det ska krävas att produktionen av elenergi uppfyller vissa miljökriterier. Det kan exempelvis gälla biobränslebaserad kraftvärme där problem med hur stödet bör avgränsas behöver analyseras både i fråga om teknik och bränsle, bl.a. vad gäller den ökande importen av osorterade biobränslen och biobränslen med oklara miljöegenskaper. ELCERTHutredningen önskar Energimyndighetens uppfattning vilka bränslen som bör vara certifikatberättigade för elproduktion från förnybara energikällor.
Promemorian ska också beskriva de nationella och internationella reglerna.
2 Gällande regler m.m. som berör anläggningar som använder bioenergi
Stöd till biobränsleeldade kraftvärmeverk har pågått sedan 1991. Kriterierna har under årens lopp ändrats. De nu gällande reglerna utgår från förordningen (1998:22) om statligt bidrag till vissa investeringar inom energiområdet. Statens energimyndighet har med stöd av förordningen gett ut föreskrifter om statligt bidrag till vissa investeringar inom energiområdet; biobränsleeldade kraftvärmeverk. Föreskrifterna återfinns i NUTEK:s författningssamling (NUTFS: 1998:3)
Enligt § 7 förordningen får bidrag lämnas endast under förutsättning att anläggningsägaren förbinder sig att under minst fem år
använda biobränslen i en omfattning som motsvarar minst 70 procent av den totala bränsleförbrukningen. Anläggningsägaren skall vidare förbinda sig att under samma tid för framställningen av elektrisk kraft endast använda biobränslen. Enligt § 4 ska bränslefraktioner som är utsorterade enligt en kommunal avfallsplan behandlas som biobränslen, under förutsättning att de inte innehåller material som är farligt avfall enligt förordningen (1996:71) om farligt avfall eller material som det är lämpligare att återanvända, återvinna på annat sätt eller behandla biologiskt. Vidare får Statens energimyndighet medge att en lägre andel än 70 procent av den totala bränsleförbrukningen utgörs av biobränslen. När det fastställs hur stor andel av den totala bränsleförbrukningen som utgörs av biobränslen, ska torv inte ingå i beräkningen.
I föreskrifterna till förordningen har Energimyndigheten preciserat vad som ska vara stödberättigade biobränslen. Dessa är;
- avverkningsrester och skogsindustriavfall
- energigrödor som odlats speciellt för energiändamål
- vass
- halm
- avlutar och tallolja från massaindustrin
- under vissa förutsättningar bränslefraktioner som är utsorterade enligt kommunal avfallsplan, dvs. återvunnet trädbränsle och torr utsorterat bränslefraktion från hushållsavfall.
Med biobränslen avses också förädlade former av biobränslen som pelletter, briketter, pulver och gas. Under fem års tid efter i drifttagning ska företaget rapportera till Energimyndigheten om bl.a. bränsleanvändning fördelat på olika bränslen.
Riksdagens beslut 1997 om hantering av uttjänta varor innebar en skärpning av kraven på hantering och deponering av avfall. (Hantering av uttjänta varor i ett ekologiskt hållbart samhälle – ett ansvar för alla, prop . 1996/97:172). Enligt beslutet ska brännbart avfall källsorteras från år 2002. Från samma datum ska brännbart avfall hållas åtskilt från övrigt avfall. Motiven är att krav på käll-
sortering bör ställas för att åstadkomma en miljömässigt acceptabel hantering av avfallet samt att en betydligt större andel av det avfall som idag deponeras med fördel kan materialåtervinnas eller förbrännas. Kravet på utsortering av brännbart avfall gäller generellt i hela landet och avse allt avfall, dvs. även sådant som inte täcks av den kommunala renhållningsskyldigheten. På sikt ansåg regeringen att det bör ställas krav på att i princip även biologiskt behandlingsbart avfall ska källsorteras, när motsatsen inte är motiverad ur miljö- och resurssynpunkt.
Det utsorterade brännbara avfallet får från och med 1 januari 2002 inte deponeras. Från 1 januari 2005 får inte heller deponering av den organiska delen av avfallet deponeras. Skälen till förbudet är att dels bör resurshushållningen öka, dels bör miljöpåverkan minska. Som resurshushållning nämns återvinning och återanvändning med avseende på material och energi. Den långsiktiga miljöpåverkan från deponier anses inte vara helt känd. Som exempel anges att metaller och stabila organiska ämnen med tiden läcker ur deponier, att nedbrytning av organiskt avfall genererar metanutsläpp, att nedbrytningen leder till sättningar vilket ökar risken för utsläpp. Bestämmelserna har införts i renhållningsförordningen §§ 27–28.
Naturvårdsverket har på regeringens uppdrag utrett förutsättningarna för att bestämmelserna i renhållningsförordningen kan uppfyllas. Naturvårdsverket finner att det behövs klara regler för att deponering av brännbart avfall ska upphöra. Verket arbetar bl.a. med att ge ut föreskrifter för sortering av brännbart avfall. Förbudet om deponering kommer att öka behovet att bränna avfall. För att helt upphöra med deponering av brännbart avfall uppskattar Naturvårdsverket att nya anläggningar som kan förbränna ytterligare ca 1 miljon ton avfall behöver byggas.
Riksdagen antog i juni 1999 en lag om avfallsskatt, med ikraftträdande den 1 januari 2000. Syftet med skatten är att öka de ekonomiska incitamenten för att behandla avfall på ett från miljö- och naturresurssynpunkt bättre sätt och därigenom också minska mängden deponerat avfall.
Enligt lagen om avfallsskatt skall skatt tas ut på allt avfall som deponeras. Om avfallet förs ut efter t.ex. sortering, får avdrag göras för skatten på det avfall som förts ut från anläggningen. Avfall som tas om hand på annat sätt än genom deponering, t.ex. genom kompostering eller förbränning, beskattas inte. Skatt skall inte heller tas
ut på avfall för vilket det ännu inte finns några miljömässigt godtagbara alternativ till deponering.
Avfallsdirektivet (75/442/EEG) definierar avfall som varje föremål, ämne eller substans som ingår i en avfallskategori och som innehavaren gör sig av med eller avser eller är skyldig att göra sig av med. Denna allmänna avfallsdefinition är numera införlivad i Miljöbalkens kapitel 15, §1.
I ett annex till avfallsdirektivet beskrivs avfallskategorierna. EG-Kommissionen har beslutat om en ändring av avfallsförteckningen. Den ändrade förteckningen skall träda i kraft 1 januari 2002.Av intresse i detta sammanhang är att rester från industriprocesser och restprodukter från utvinning och bearbetning av råvaror ingår i avfallslistan.
Vad som klassas som avfall har stor betydelse för rättstillämpningen i det enskilda fallet. EG-domstolens praxis innebär exempelvis att frågan om ett föremål eller ämne i en avfallskategori är värdelös eller har ett ekonomisk värde är betydelselöst för att avgöra om produkten är ett avfall eller ej.
I avfallsdirektivets tredje artikel slås fast att medlemsländerna i första hand ska vidta åtgärder så att avfallsproduktionen och dess miljöfarlighet begränsas eller förhindras. I andra hand ska man främja återanvändning och återvinning inklusive energiutvinning av avfall. I gemenskapens avfallshanteringsstrategi utvecklas dessa hierarkiska principer ytterligare. Om inte avfallet kan förebyggas skall det enligt avfallshierarkin i största möjliga utsträckning återvinnas, varvid materialåtervinning skall prioriteras.
Frågan om när ett ämne kan anses vara en produkt eller klassas som ett avfall går inte ange i generella termer med stöd av EG-lagstiftningen. Inom industrin förekommer många strömmar där biprodukter bildas och som återvinns eller återanvänds ibland med energiutvinning. I vissa sådana fall är omhändertagandet en så integrerad del av processen att det inte går att skilja ut att det ska falla under EU:s avfallsdefinition. Exempel på sådana ämnen kan vara skogsindustrins lutar och återvinning av lösningsmedel inom verkstadsindustrin. Om dessa produkter förs bort från industrin är det dock att betrakta som avfall.
EU:s avfallsdefinition tar inte heller hänsyn till avfallets miljöegenskaper. Det pågår dock ett arbete i en expertkommitté att försöka definiera när ett avfall till följd av viss behandling kan upphöra att vara ett avfall enligt definitionerna i direktivet. Detta arbete kan få stor betydelse för tillämpningen av avfallsdefinitionerna.
Ett nytt direktiv om förbränning av avfall antogs den 28 december 2000. Det nya direktivet (2000/76/EG) ska ersätta flera befintliga direktiv som reglerar förhållandena vid förbränning av kommunalt avfall och farligt avfall (89/369/EEG, 89/429/EEG och 94/67/EG). Direktivet gäller för nya anläggningar från 28/12 2002 och för befintliga anläggningar tre år senare. Syftet med direktivet är att förhindra eller begränsa påverkan på miljön från förbränning av avfall. Direktivet anger tekniska krav och utsläppsvillkor för avfalls- och samförbrännings anläggningar. Kraven på utsläpp av luftföroreningar kommer att skärpas. Det ställs också andra krav t.ex. stödeldning och lägsta temperatur i eldstaden.
Vad gäller nyttjande av bioenergi gäller att anläggningar som endast behandlar följande typer av avfall inte att omfattas av bestämmelserna i direktivet;
Vegetabiliskt jord- och skogsbruksavfall
Vegetabiliskt avfall från livsmedelsindustrin, om den värme som alstras återvinns
Vegetabiliskt fiberavfall som uppstått vid produktion av nyfiberpappersmassa och vid pappersproduktion, om avfallet samförbränns på produktionsplatsen och om den värme som alstras återvinns.
Träavfall med undantag för sådant träavfall som kan innehålla organiska halogenföreningar eller tungmetaller till följd av behandling med träskyddsmedel eller till följd av ytbehandling, och som särskilt ingår i träavfall från bygg- och rivningsavfall.
Korkavfall.
Förbränning av djurkroppar regleras i ett annat direktiv (90/667/EEG)
In och utförsel av avfall regleras i EG-förordningen om övervakning och kontroll av avfallstransporter (259/93/EEG). Avfallet indelas beroende på farlighet i tre olika listor röd, gul eller grön. Transportföretag måste anmäla införseln av avfall till Naturvårdsverket om införseln avser avfall som faller under röd och gul beteckning. Anmälaren ska bl.a. ange uppgifter om ursprung, inne-
håll, mängd och mottagare. Införseln av avfall har under senare tid ökat. Den anmälningspliktiga införseln uppgår numera till knappt 300 000 ton per år.
Det finns en nyligen antagen svensk standard för fasta biobränslen och torv (SS 187106). Svensk standard säger följande:
Biobränsle
= Bränsle där biomassa är utgångsmaterial. Bränslet
kan ha genomgått kemisk eller biologisk process eller omvandling och ha passerat annan användning.
Biomassa
= material med biologiskt ursprung som inte eller endast
i ringa grad omvandlats kemiskt eller biologiskt.
Det europeiska (EU + EFTA) standardiseringsorganet CEN har fått mandat av EG-kommissionen att ta fram standard för fasta biobränslen. I mandatet, som CEN ännu inte formellt godkänt, pekas tydligt ut vad som skall standardiseras. I princip ska det vara en spegling av avfallsförbränningsdirektivet, dvs. man ska ta upp de avfallsbränslen som inte täcks av direktivet. Biobränslen som standardiseras är:
Produkter från jord- och skogsbruk
Vegetabiliskt avfall från jord- och skogsbruk
Vegetabiliskt avfall från livsmedelsindustrin
Träavfall med undantag från sådant träavfall som kan innehålla halogenerade organiska ämnen eller tungmetaller som ett resultat av impregnering,
Träavfall som härstammar från bygg- och rivningsavfall
Vad gäller en konkret definition så håller en arbetsgrupp inom CEN att ta fram en sådan1. Arbetet är dock bara i ett inledande stadium och ett beslut förväntas inte under det närmaste året.
1 I detta arbete har Sveriges representant i arbetsgruppen föreslagit:Biomass= material of biological origin, such as biodegradable products and waste from agriculture (including vegetable and animal substances), forestry and related industries, as well as biodegradable fraction of industrial and municipal waste. Material embedded in geological formations and transformed to fossil is excluded
Definition av biobränslen eller bioenergi återfinns i flera olika direktiv. Definitionerna sammanfaller inte, utan har formulerats utifrån de förhållanden som direktivet behandlar. Förslaget till direktiv om att främja förnybar produktion av elenergi utgår från att uppfylla det indikativa målet att andelen förnybar energi ska öka till 12 % av unionens energiförbrukning. Ökningen av andelen förnybar energi är en väsentlig del i unionens ansträngningar att nå åtagandet i Kyotoprotokollet om att reducera utsläppen av växthusgaser med 8 % mellan år 1990 och åren 2008-2012.
I direktivets artikel 2 definieras vad som ska avses med förnybar energi, biomassa och elproduktion från förnybara energikällor.
Med förnybara energikällor avses icke-fossila källor såsom, vind, sol, geotermi, våg, tidvatten, vattenkraft, biomassa, deponigas, gas från avloppsreningsverk samt biogas. Biomassa avser den biologiskt nedbrytningsbara delen av produkter, avfall och rester från jord och skogsbruket och motsvarande industrier, liksom den biologiskt nedbrytbara fraktionen av industri- och hushållsavfall. I biomassa från jordbruket ingår både vegetabiliska och animaliska substanser.
Den 14 december år 2000 nådde rådet en gemensam ståndpunkt beträffande förslaget till direktiv för att främja förnybar elproduktion (1441/00, 14 dec 2000). Europaparlamentet ska nu göra en andra läsning av direktivet, vilket förväntas ske under våren.
Europaparlamentet har tidigare föreslagit att biomassa ska begränsas till att omfatta sådana fraktioner som är fritt från föroreningar i betydelsefulla mängder och att särskilt ordet trä nämns i uppräkningen av olika biofraktioner. Europaparlamentet anser också att torv ska kunna klassas som förnybart, om användningen understiger den årliga tillväxten.
Ytterligare en definition av biomassa återfinns i förslag till ändring av rådets direktiv (89/609/EEG) om begränsning av utsläpp från stora förbränningsanläggningar. Här avses med biomassa hela eller delar av vegetabiliska ämnen som kan användas för att återvinna energi. Träavfall och annat vegetabiliskt avfall kan också anses vara biomassa såvida inte direktiven om förbränning av avfall är tillämpliga.
Svenska Naturskyddsföreningen har sedan 1995 gett ut kriterier för miljömärkning av elleveranser (Bra Miljöval-El). Kriterierna håller på att omarbetas.
Elleverantörer kan få licens att använda Bra Miljövalmärket för vissa typer av leveransavtal. För att en sådan licens skall ges skall leveransavtalen uppfylla visa kriterier. Det levererande bolaget, liksom dess underleverantörer, skall ha sin redovisning så organiserad att det går att genomföra en kontroll så att åtagandena i de miljömärkta avtalen uppfylls korrekt.
Företag vars hela sortiment av leveransavtal uppfyller kriterierna kan få licens att använda Bra Miljöval för att marknadsföra sig som leverantör. Leveransavtalens ska garantera att kriterierna uppfylls i den årliga energibalansen. Vad gäller bioenergi har SNF följande kriterier för att elleveranserna ska godkännas som Bra Miljöval;
Anläggningen ska ingå i ett system med återföring av askans näringsämnen till mark där bränslen växer och i sådan omfattning att tillförseln kompenserar uttaget.
Utsläppsvillkor enligt beslut meddelade med stöd av miljöskyddslagen eller miljöbalken ska följas.
Förbränning av avfall får ske om avfallsprodukten till mer än 90 % består av biomassa och är fri från sådana föroreningar att askans egenskaper visar att det är rent biobränsle som eldats.
Torv uppfyller inte kriterierna för Bra Miljöval.
Systemet för certifierade miljövarudeklarationer, EPD-systemet, stöds av staten och industrin och är ett nationellt system för kvalitetssäkrad och jämförbar information om produkters och tjänsters miljöpåverkan. Systemet följer principerna för sk. Typ III-deklarationer och är en tillämpning av ISO TR 14025. Internetpresentationen möjliggör en stor spridning av informationen såväl nationellt som internationellt. Syftet med certifierade miljövarudeklarationer är att ge lättillgänglig, kvalitetssäkrad och jämförbar information om produkters och tjänsters miljöpåverkan. De skall kunna användas som informationskälla i råvaru - leverantörsled samt av inköpare inom näringsliv och förvaltning vid upphandling och inköp. De kan också komma att nå konsumenter i samband med inköp av bl.a. kapitalvaror.
3 Utgångspunkter för Energimyndighetens bedömning
Kriterier för miljömässigt uthållig bioenergi bör inriktas på att definiera ”resurs- och miljömässigt” bästa användningen för alla bränslen, i ett systemperspektiv. Särskild uppmärksamhet bör riktas mot bränslen som ligger i gråzonen mellan rena biobränslen och ”riktigt” avfall. Övergripande miljökriterier för bioenergi är
Förnybart och resurssnålt
Klimatneutralt
Miljömässigt acceptabelt i andra avseenden
Dessa egenskaper sammanfaller ofta, men inte alltid. Oklarheter i detta avseende leder ibland till mindre väl genomtänkta definitioner på biobränsleområdet. Ett ”hållbart” eller ”grönt” biobränsle måste vara ett bra val med avseende på dessa egenskaper. Kriterierna för gröna certifikat måste skrivas så pass principiellt att en miljö- och resursmässigt vettig användning av nya bränslen inte utesluts pga. snäva formuleringar.
Förnybart/resurssnålt innebär t.ex. låga nivåer på insatsenergi samt låga omvandlingsförluster. För de flesta biobränslen är hjälpenergin låg, men för vissa jordbruksgrödor är odlingsenergin relativt hög i förhållande till skördad energi. Likaså kan förädling av bränslen, samt omvandling från fasta till flytande bränslen medföra betydande energiförluster.
Förnybara bränslen är ofta klimatneutrala i LCA- och systemperspektiv. Undantag är torv (som typfall) och sådana biobränslen där produktion och förädling kräver höga insatser av fossil hjälpenergi. En förutsättning för klimatneutralitet är också att bränslen från skogs- och jordbruk har en uthållig återväxt.
Vidare skall bränslena vara miljömässigt acceptabla. Det innebär att de kan produceras och användas utan betydande konflikt med miljökvalitetsmålen. Exempel på miljöaspekter är tillförsel av tungmetaller och andra miljögifter, försurning och övergödning, naturvärden och biologisk mångfald, hållbart markutnyttjande, samt emissioner av hälsostörande ämnen. Det är den samlade effekten av bränslets egenskaper och användningens miljöpåverkan som bör bedömas. Eftersom förutsättningarna för bioenergin varie-
rar mellan länder torde det vara ändamålsenligt att ha nationella miljökrav i detta sammanhang.
4 Förslag till avgränsning
Den övergripande frågan i ELCERTH-utredningen är att finna nya styrmedel som främjar användning av förnybar elproduktion. Certifikathandeln kombinerat med kvoter ska också utformas så att andra miljöegenskaper beaktas.
Det finns många definitioner av bioenergi i de olika EG-direktiven och i standardiseringsarbetet. Definitionerna tar i allmänhet sin utgångspunkt från de förhållanden som direktivet ska behandla och ställer inte definitionen av bioenergi på sin spets. Energimyndigheten förordar att man inte gör en detaljerad uppräkning av varje typ av produkt av biologiskt ursprung som kan komma ifråga för förbränning. I stället bör avgränsningarna vara allmängiltiga och ansluta till vedertagen vetenskaplig praxis. Avgränsningarna bör om möjligt utformas så att de utgår från gällande EG-direktiv. Vid införlivande av direktiven i svensk rätt bör det ske med utgångspunkt från de vetenskapliga grunderna.
De olika formerna av bioenergi har olika miljöegenskaper både vad gäller bränslet och energiomvandlingen. Miljöpåverkande emissioner beror till stor del på hur anläggningen utformas. Det går därför inte att göra en lista på biobränslen och klassa en del som berättigade till certifikat och andra som inte berättigade. Miljöegenskaperna beror till stor del på hur systemet utformas och det är svårt att precisera alla förekommande bränsletyper. Därför är övergripande villkor att föredra. Energimyndigheten anser att det är lämpligt att upprätta ramvillkor som sedan kan kunna preciseras av berörd myndighet eller organisation som är ansvarig för certifieringen.
Målet att begränsa utsläppen av koldioxid genom att ersätta fossila bränslen med mer klimatneutrala biobränslen kan åstadkommas såväl med rena biobränslen som med restprodukter av vegetabiliskt ursprung som kan innehålla höga halter av metaller eller organiska miljögifter. Principen bör vara att alla anläggningar som använder förnybara bränslen på ett sätt som kan anses vara miljömässigt acceptabelt (avseende emissioner, förbränningsrester etc.) ska vara berättigade att emittera certifikat.
Även bränslekedjan bör vara miljömässigt acceptabel med avseende på utsläpp vid utvinning, skörd och förädling samt att produktionen är långsiktigt uthållig. Den mängd icke förnybar insatsenergi som krävs för att producera och bereda bränslet bör vara låg om inte systemet på annat sätt kan rättfärdigas ur klimatperspektiv2.
Förbränningsanläggningarna ska uppfylla de krav som ställs nationellt och med hänsyn till gällande EG-direktiv. En annan möjlighet är att tillämpa kap. 14 § 21 i miljöbalken, som ger regeringen eller en myndighet som regeringen bestämmer bemyndigande att utfärda riktlinjer för bränslen för att motverka utsläpp i luften av ämnen som kan medföra olägenhet för människors hälsa eller miljön. Detta är att föredra då vissa rena biobränslen, t.ex. lignin från eventuell etanoltillverkning riskeras att omfattas av avfallsförbränningsdirektivet.
Ett biobränsle bör inte diskvalificeras på grund av att biomassan använts till annat innan den blir bränsle. Det är endast om föroreningar utgör ett svårt miljöproblem som inte kan hanteras på bra sätt vid energiutvinningen, eller om förbränningen innebär en resursförlust, som bränslet ifråga inte bör certifieras. I de allra flesta fall kan också utsläpp till luft, vatten och i restprodukterna begränsas till ofarliga nivåer med hjälp av långtgående tekniska åtgärder. Alternativet att inte elda vissa avfallsfraktioner bör alltid beaktas i enlighet med miljöbalkens bestämmelser.
Frågan om förbränning av avfall är kontroversiell. För att en anläggningsägare ska kunna emittera certifikat baserad på förbränning av avfallsfraktioner måste stränga krav på processer och miljökrav uppfyllas i förhållande till avfallets egenskaper. Förbränningen bör vara energimässigt försvarbar, i ett övergripande energisystemoch LCA-perspektiv som inkluderar såväl energiaspekter på alternativa råvaror (vid förbränning, då materialåtervinningen inte sker) som alternativ energi (vid materialåtervinning då energiutvinning inte sker), dock med beaktande av ekonomin i de olika fallen. Energimyndigheten anser att förbränning av osorterat hushållsavfall utan föregående källsortering inte bör vara berättigat till certifikat om inte särskilda skäl föreligger. Källsorteringen bör syfta till att en torr utsorterad brännbar fraktion erhålles, och att avfall som ur ett LCA-perspektiv lämpar sig bättre för material-
2 Exempelvis genom hög avkastning per ytenhet, hjälpenergi i form av spillvärme eller genom att också andra miljömål påverkas positivt
återvinning eller biologisk behandling undantas från förbränning, i en omfattning som är praktiskt rimlig.
Produktionen av primära bränslen från skogs- och jordbruk måste ske inom ramen för nationella miljömål och rekommendationer för markvård och naturhänsyn, liksom för EG-direktiv och internationella avtal om art- och biotopskydd. Om bränslet är biprodukt från de areella näringarna är det endast själva bränsleuttaget som skall granskas. För importerade skogsbränslen kan kriterier av typen FSC-märkt skogsbruk vara en hjälp i att bedöma om miljöhänsyn tagits vid produktionen.
I Sverige bedöms uttag av skogsbränsle tillsammans med virkesuttag medföra behov av askåterföring eller annan näringskompensation, på grund av att den svenska skogsmarken vanligen har låg vittringshastighet. Energimyndigheten anser därför att man bör kompenserar skogsmarken för dessa näringsförluster. Askåterföring är det mest näraliggande alternativet. Systemet för elproduktion ska vara förenligt med kraven på att skogsmark kompenseras för näringsförluster i samband med bränsleuttag. Vid återföring av aska måste man försäkra sig om att ingen nettotillförsel av tungmetaller sker till skogen. Konsekvenser av detta kan vara att rena biobränslen inte bör blandas med fossila eller förorenade. Alternativa sätt att ordna näringskompensationen är att rena askan från tungmetaller, eller att använda andra näringsämnen.
Torv är inte självklart klimatneutral men utgör en svensk energiresurs och kan betraktas som förnybar om uttaget inte överstiger nybildningen. Genom att välja myrar med hög metanproduktion och lämpliga efterbehandlingssätt kan torvens klimatpåverkan minskas. Torv kan fungera som stöd för biobränslen: inblandning av torv minskar problemen med påslag i pannan vid fliseldning, vilket ökar tillgängligheten i fliseldade energianläggningar. Vid behov av inblandning av energitätare bränslen i biobränslepannor kan torv ersätta kol och olja, och det är lättare att finna argument för att denna blandaska kan återföras till skogmark än då biobränslen sameldas med fossila bränslen.
Energimyndigheten konstaterar att klimatkonventionens antagna regler för beräkning av antropogena utsläpp av koldioxid och andra växthusgaser innebär att koldioxidutsläpp från förbränning av torv ska räknas in i den nationella utsläppsstatistiken av koldioxid. Klimatkriterierna gör därför att torveldning som typfall inte är berättigade till att ge ut certifikat. Detta innebär att torv och
biobränslen ur stöd- och bidragssynpunkt tills vidare behandlas på samma sätt som idag.
De generella villkoren för att anläggningar blir berättigade att emittera certifikat bör vara;
Icke förorenade biobränslen
3
Villkor: 1. Skogstyrelsens allmänna råd och riktlinjer för skogsbruket, inklusive uttag av skogsbränsle, näringskompensation och askåterföring ska följas.
2. Utsläppsvillkor och andra villkor enligt nationellt tillståndsbeslut
Andra bränslen med biologiskt ursprung, såsom vissa avfall, restprodukter mm.
Villkor: 1. Skärpta utsläppsvillkor i linje med EG-direktivet om avfallsförbränning
2. Askan ska hanteras på ett sätt som godkänts av en tillsynsmyndighet
3. För hushållsavfall ska avfallet uppfylla Naturvårdsverkets sorteringsföreskrifter med stöd av renhållningsförordningen Gemensamt gäller att det alltid ska föreligga ett absolut samband mellan den energi som producerats av förnybara bränslen och omfattningen av certifikaten. En anläggning som nyttjar 90 % av sin energi från biobränslen kan därför inte utfärda mer certifikat än som motsvarar 90 % av energiproduktionen. De föreslagna villkoren följer gällande praxis för stöd till investeringar i biobränsleeldade kraftvärmeverk, men är preciserade vad gäller utsläppsvillkor från avfallsförbränningsanläggningar och hänvisning till berörda råd och riktlinjer som antagits av Skogsstyrelsen respektive Naturvårdsverket.
3 Dvs. energigrödor, eller skogsbränslen i form av röjnings, gallrings eller slutavverkning och rena biologiska biprodukter såsom biogas, obehandlat träavfall, lignin, talloljor, lutar, spån och bark
Exempel på möjliga tillämpningar av kriterierna
Bränsle Viktiga miljöegenskaper och förutsättningar
Villkor för certifiering (förslag)
Certifieras ?
Rena träbiprodukter, spån, bark, även lutar och ligninpulver
Inga nationella utsläppsvillkor4Ja
Avverkningsrester övrigt skogsbränsle
näringsförluster från skogen, potentiell påverkan på biologisk mångfald
Askåterföring eller annan näringskompensation, klarar krav på naturhänsyn enligt Skogsstyrelsens rekommendationer.
ja med villkor
Energigrödor utom salix
insatsenergin vid odling bör uppmärksammas
Ja
Biprodukter från jordbruket
beakta behov av jordförbättringsmedel
Ja
Salix ofta högt upptag av Cd emissionsrisk, aska. potentiell miljönytta (markrening)
förbränns med låga Cdemissioner, Cd-halten beaktas vid askhantering
Ja med villkor
Returträ föroreningar? risk för förorening av skogsaska vid bränsleblandning
Emissionskrav aska med förhöjda halter tungemetaller bör inte spridas till skogsmark
Ja med villkor5
Kreosotimpregner at trä
ej tungmetaller, ej halogenföreningar (?) förbränning destruerar kreosot? emissionsfrågan kritisk
god förbränning, låga emissioner avfallsförbränningsdirektiv et?
ja om villkor klaras6
Omvandlade biobränslen
energiförluster vid omvandling
Ja
4Villkor principiellt samma som för avverkningsrester etc., men eftersom energisektorn inte råder över skogsbruket kan i praktiken inga villkor om detta ställas.5 Ev. certifikat bör inte gynna att returbränslen exporteras endast pga. olikheter i syn på avfallsförbränning mellan länder6 Om man källsorterat och återvunnit avfall så långt som kan anses praktiskt rimligt. Maxtal bör anges för hur mycket det certifierade avfallsbränslet får innehålla av material som helst borde återvinnas.
Biologisk fraktion av avfall
klimatneutralt föroreningar resursaspekten
låg emissioner, hantering av aska, total energi- och resursåtgång för alternativen återvinning resp. energiutvinning i LCA-perspektiv minimeras
Ja för vissa fraktioner, med villkor
Kommunalt slam Föroreningar fosforhushållning energiåtgång för torkning
nettoenergiutvinning låga emissioner återvinning av fosfor
(ej aktuellt för el?)
Bilaga 3
Stöd till förnybar el i andra länder
Gröna certifikat, fastpris och subvention – ett urval
FÖRORD
Riksdagen har under år 2000 beslutat att inrätta ett nytt system för att främja förnybar elproduktion. Det nya systemet ska träda i kraft den 1 januari 2003. Systemet skall bygga på en skyldighet att inkludera en viss andel förnybar el i elleveranser eller elinköp. För sådan el utfärdas certifikat i förhållande till produktionen. Certifikaten kan sedan säljas till de kvotpliktiga separat från försäljningen av elen. Utredningen om utformning av ett system för certifkathandel baserad på kvoter för användning av el från förnybara energikällor (N 2000:07) har regeringens uppdrag att utreda de tekniska frågeställningarna och föreslå behövliga ändringar i lagstiftningen.
Utredningen har bett Energimyndigheten bistå med beskrivningar av förutsättningar och villkor avseende elproduktion. En deluppgift var att beskriva stöd till elproduktion från förnybara källor i andra länder. Beskrivningarna har koncentrerats på system som innehåller så kallade gröna certifikat. Beskrivningarna omfattar även fastprisstöd samt traditionella stöd genom subventioner eller skatterabatter. Tyngdpunkten ligger på EU:s medlemsländer och de länder som ingår i den nordiska elmarknaden.
Marknadsbaserade stödsystem för el från förnybara källor har för närvarande medvind. Det innebär att utvecklingen på området går snabbt. Nedanstående beskrivning ger en bild av läget framför allt under våren 2001. Vissa kompletteringar och uppdateringar har gjorts under sommaren 2001.
I arbetet med denna sammanställning har deltagit Anna Andersson, Caroline Hellberg, Margareta Petrén Axner, Maria Stenkvist och Agnes von Gersdorff, samtliga från Energimyndigheten samt Annika Olofsdotter, Energi- och miljöekonomi. Fram till maj 2001 har Agnes von Gersdorff varit projektledare. Därefter har Maria Malmkvist varit projektledare och i arbetet biståtts av Annika Olofsdotter.
Arbetet med rapporten har följts av Energimyndighetens arbetsgrupp för gröna certifikat. Arbetsgruppen består av Margareta Petrén Axner, Åsa Leander, Maria Malmkvist, Tord Niklasson, Sten Åfeldt och Thomas Levander som projektledare.
Rapporten har överlämnats till utredningen men Energimyndigheten anser att den är av sådant allmänt intresse att vi önskar ge ut den till en bredare läsekrets.
Thomas Levander Eskilstuna i september 2001
INNEHÅLLSFÖRTECKNING
Förord...............................................................................22
Sammanfattning ................................................................25
Styrmedel..........................................................................29
Typer av styrmedel ........................................................................ 30
Styrmedel och mål ......................................................................... 31 Styrmedlens egenskaper ................................................................ 32
Utformning av stöd i ett urval länder ....................................33
Australien ...................................................................................... 34 Belgien ........................................................................................... 43
Danmark........................................................................................ 51 Finland........................................................................................... 58
Italien............................................................................................. 60 Nederländerna ............................................................................... 67
Norge............................................................................................. 78 Spanien........................................................................................... 82
Storbritannien................................................................................ 90 Tyskland ...................................................................................... 101
USA – Texas................................................................................ 113 Österrike ..................................................................................... 123
Utvecklingen inom EU ......................................................129
EU:s Vitbok om Energi från förnybara källor............................. 129 Direktiv om förnybar el............................................................... 130
EU:S statsstödsregler ...................................................................130 RECS och andra initiativ ..............................................................131
Statistik över el från förnybara källor 1985–1998............... 133
SAMMANFATTNING
Olika typer av styrmedel för el från förnybara källor (förnybar el) kan i princip indelas i sådana som påverkar priset på eller kvantiteten av el. Stödformen fastpris innebär att priset för el från förnybara källor fastställs på central nivå. Mängden el beror på hur mycket el från förnybara källor producenterna är villiga att producera vid denna prisnivå. För stöd genom så kallade gröna certifikat kombinerad med kvotplikt fastställs kvantiteten för el från förnybara källor på central nivå. Marknaden bestämmer priset.
Målet att öka produktionen av el från förnybara källor kan vara del i en övergripande klimatstrategi och i en hållbar samhällsutveckling. El från förnybara källor kan i vissa fall även bidra till ökad försörjningstrygghet eller sysselsättning. Mål som formuleras som andel av produktionen ger ökad inhemsk produktion medan mål som formuleras som andel av användningen även ger stimulans för import och energieffektivisering. Olika styrmedel får olika effekter på statsbudgeten, acceptansen för stödsystemet, utbyggnadstakt och kostnadseffektivitet.
Nedan beskrivs utformningen av stöd till el från förnybara källor i ett urval länder. Tyngdpunkten ligger på EU:s medlemsländer och de länder som ingår i den nordiska elmarknaden. Beskrivningarna har koncentrerats på de system som innehåller så kallade gröna certifikat. Sådana system tillämpas eller diskuteras förutom inom EU även i Australien, Kina, Indien och USA. Beskrivningarna av system med certifikat omfattar samtliga aktuella EU-länder samt Australien och Texas. Utöver kvotsystemen inom EU:s medlemsländer beskrivs även stöd genom fastpris i Tyskland och Spanien samt traditionella stöd genom subventioner eller skatterabatter i de nordiska länderna.
Före avregleringen har många länder tillämpat åtgärder för att stödja el från förnybara källor och småskalig produktion genom plikt att köpa upp el eller prioriterat tillträde till näten. Den pågående avregleringen av elmarknaderna inom EU ska öka konkurrensen bland elproducenter och ge konsumenter lägre priser. El från förnybara energikällor kan i regel inte konkurrera med konventionell el utan särskilda åtgärder. Samtidigt finns behovet att främja denna form av elproduktion både för att främja en hållbar utveckling och för att uppnå åtaganden enligt Kyotoprotokollet. Utvecklingen har ökat behovet av att finna nya stödsystem som inte snedvrider elmarknaden. Utgångspunkten för systemen med
gröna certifikat är att också marknaden för el från förnybara källor ska styras av marknadsbaserad prisbildning.
De flesta länder som har undersökts tillämpar fortsatt prioriterat tillträde för el från förnybara källor. Det gäller dock inte för Storbritannien, Sverige och Nederländerna. I Sverige gäller garanterat tillträde, vilket innebär tillträde till nätet, men däremot inte någon garanti att elen blir såld. Vid prioriterat tillträde har elproduktion, till skillnad från ett system med garanterat tillträde, företräde framför konventionell el. I grunden ligger skillnader i den procedur som länderna tillämpar för att genom en börs, pool eller central, köpa in och sälja el.
De flesta stödsystemen som baseras på gröna certifikat planeras att starta i år, år 2002 eller senast 2003. Nederländerna har redan tidigare år, 1998–2000, haft ett frivilligt, icke kvotbaserat, system med gröna certifikat. Australien har startat sitt certifikatsystem i april 2001 och Storbritannien planerar att starta i oktober 2001.
Certifikat ska kunna ges för elproduktion från vattenkraft, vindkraft, biomassa, solel, geotermisk el, tidvatten- och vågkraft. För vattenkraft har man satt kapacitetsgränser i vissa länder. I Danmark, Storbritannien och Österrike omfattas vattenkraft under 10 MW och i Nederländerna vattenkraftsanläggningar med kapacitet under 15 MW. I Österrike planeras certifikat för endast en produktionsteknologi, nämligen småskalig vattenkraft. För biomassa varierar definitionerna något, särskilt när det gäller avfall. I Danmark, Belgien, Storbritannien och Texas kvalificerar elproduktion från avfall inte för certifikat medan så är fallet i Australien och Italien. I Nederländerna och Storbritannien är definitionen ännu inte klar. I Australien ingår viss solvärme och i Belgien finns planer på att senare införa certifikat för värme.
I Belgien och Storbritannien finns inga begränsningar avseende anläggningens ålder. I Australien finns en direkt koppling till Kyotoavtalet eftersom certifikat ges för ny kapacitet från 1997 och framåt. I Texas ska anläggningen ha tagits i drift tidigast 1999. I Danmark omfattas anläggningar byggda före år 2000 först efter tio år av certifikatsystemet, eftersom anläggningarna under denna tid är berättigade till ett fast prisstöd.
De flesta undersökta länder har mål för el från förnybara källor som anges i procent. För de länder som ingår i EU finns dessutom målsiffror i procent i enlighet med direktivförslaget för el från förnybara källor som väntas bli helt klart hösten 2001. I Australien och Italien finns målen angivna i TWh. I Australien finns delmål
angivna i TWh för varje enskilt år. Mot bakgrund av antaganden om framtida användning och kapacitetsuppbyggnad hittills, fastställs sedan kvoten för respektive år.
Kvoten ska i de flesta länder justeras årligen. Flera stora förnybara energikällor är beroende av väderförhållanden, såsom elproduktion baserad på vind- och vattenkraft. Dessutom ska en årlig kvot kunna justeras med hänsyn till förändringar i användningen av el, värmebehov, tekniska framsteg och uppnådd kapacitetsutbyggnad. I Danmark fastställs kvoten årsvis och med en prognos för en rullande tioårsperiod.
De flesta länder tillämpar en kvotplikt. Nederländerna är det enda landet som har ett frivilligt system där incitament för köp av el från förnybara källor skapas genom en skatterabatt.
I Österrike och Danmark ligger plikten att uppfylla kvoten direkt på slutkonsumenten, men i praktiken är det elleverantörerna som kommer att se till att plikten uppfylls och som handhar certifikaten för det stora kundkollektivet. I Australien, Belgien, Nederländerna och Storbritannien ligger plikten enligt lag direkt på elleverantörerna. Italien avviker genom att lägga skyldigheten att inneha certifikat på producenter och importörer.
Certifikatens enhet är för flera länder 1 MWh. I Danmark gäller 100 kWh och i Italien 100 MWh eller större. Flertalet länder föreslår vidare att certifikaten ska kunna sparas. De flesta länder har eller planerar för elektroniska register för certifikaten. I Australien ska certifierade producenter själva kunna anmäla sådan produktion som ska kvalificera för certifikat. Systemansvarig kontrollerar att inkomna uppgifter överensstämmer med övriga data om elproduktion, inmatning på elnätet m.m. Dessutom utförs stickprovskontroller i enskilda företags uppgifter och på plats. Efter sådan granskning godkänns och genereras certifikaten.
Med undantag för Danmark anges inte något lägsta pris för certifikaten. Maxpriset för certifikaten styrs i regel av den straffavgift som gäller om den obligatoriska kvoten inte uppfylls. I Storbritannien finns ett så kallat friköpspris för aktörer som inte vill eller kan köpa certifikat. I Italien finns ett referenspris som baseras på stöd med fasta tillförseltariffer och i Nederländerna bestäms certifikatens pris av skattebefrielsen. I Australien har uppmärksammats att certifikatens maximala pris kan komma att överstiga straffavgiften. Det beror på att kostnaden för certifikaten är avdragsgill medan så inte är fallet för straffavgiften. Dessutom kommer företag som inte fullgör kvotkravet att publiceras på en
lista. Listan är inte avsedd som ett straff men kan eventuellt även medföra betalningspremie för certifikat om företag inte vill synas på listan.
De flesta länder är öppna för handel med certifikat via en börs, bilateralt eller via mäklare. Handeln med certifikaten ska ske på marknaden och i möjligaste mån vara fri från statlig inblandning. I Danmark har diskuterats om handeln ska ske på en börs med monopol att handla certifikat. Bakgrunden är att en väl fungerande handel på en börs förväntas ge ett transparent system med minst snedvridningar och lägst transaktions-kostnader.
För Texas och Australien är internationell handel med certifikat inte aktuell. Inom EU kommer däremot de flesta länder troligen att öppna för handel med utländska certifikat. Kommissionen har tydligt markerat, bland annat genom granskningen av Flanderns stödsystem, att stöd genom certifikaten inte enbart kan omfatta inhemsk produktion. Däremot krävs en del samordningsarbete för att internationell handel med certifikat ska kunna fungera, t.ex. med avseende på de variationer i definitioner som tillämpas. Ett sådant samordningsarbete pågår inom ”Renewable Energy Certificate System”, RECS.
Tyskland och Spanien har stödsystem med fasta tillförseltariffer för elproduktion baserad på förnybara källor. Tarifferna är i Tysklands fall bestämda utifrån produktionskostnaderna för olika teknologier och kompensation utgår i minst 20 år. I Spanien är tarifferna inte tidsbegränsade och är till viss del beroende av marknadspriset för konventionell el. Systemen ger stöd till bland annat vindkraft, solel och geoteotermisk el. Vattenkraftsanläggningar med en kapacitet upp till 50 MW är i Spanien berättigade till stöd medan Tysklands tillförseltariffer endast medger stöd till anläggningar upp till 5 MW. I bägge länderna omfattas även avfall av stödsystemen men i Tysklands fall ingår endast biologiskt, giftfritt avfall till skillnad från Spanien där avfall inte är definierat på det specifika sättet.
I Tyskland betalas de fastlagda tillförseltarifferna av den närmaste nätoperatören som har skyldighet att köpa in all el från förnybara källor som produceras i dess närområde. Kostnaderna vältras sedan över i flera steg på elmarknadens olika aktörer: Den närmaste nätoperatören blir kompenserad av stamnätsoperatören uppströms. Stamnäts-operatörerna sprider i sin tur kostnaderna för den gröna elproduktionen mellan sig utifrån en lagstadgad fördelningsmekanism. I slutändan fördelas kostnaderna på samtliga av
republikens elleverantörer vilka producerar och levererar el på konventionellt sätt.
I Spanien är det eldistributörer som ligger närmast elproducenten som är skyldiga att köpa den förnybara elen samt stå för kostnaderna för den extra premie som producenter av förnybar el är berättigade till. För elleveranserna mottar producenten dels marknadspriset på el dels ett tillägg som beror på produktionsteknologi. Producenten kan också välja en enhetlig premie som är oberoende av marknadspriset.
Både Tyskland och Spanien har sett en mycket kraftig expansion av investeringarna i vindkraftsanläggningar under den senare delen av 1990-talet. I Tyskland försöker man nu öka vindkraftinvesteringarna även i för detta ändamål sämre belägna områden. Genom de nya tarifferna från år 2000 är producenter i inlandet berättigade till högre stöd än producenter i kustområden med bättre förutsättningar för denna teknologi.
Det sker en utveckling till fördel för el från förnybara källor inom EU. I sin granskning av det tyska stödsystemet har EGdomstolen under våren gjort bedömningen att systemet varken kan klassificeras som statsstöd eller handelshinder. Även i den mån statsstödsbestämmelser är tillämpliga, har villkoren för stöd som ska främja miljömål blivit mer tillåtande. Nya statsstödsbestämmelser för miljöskydd antogs i december 2000. En del av stödsystemen har prövats i enlighet med de nya bestämmelserna. Danmark fick exempelvis klartecken för fastprisstöd för vissa anläggningar under en övergångstid. Direktivet för att främja el från förnybara källor väntas bli helt klart under hösten 2001.
STYRMEDEL
Före avregleringen av elmarknaden har många länder tillämpat stödåtgärder för el från förnybara källor (förnybar el) och småskalig produktion såsom köpplikt eller prioriterat tillträde till näten. Den pågående avregleringen av elmarknaderna inom EU ska öka konkurrensen bland elproducenter och ge konsumenter valfrihet och lägre priser. El från förnybara energikällor kan i regel inte konkurrera med konventionell el utan särskilda åtgärder. Samtidigt finns behovet att främja el från förnybara källor för att uppnå en hållbar utveckling och åtaganden enligt Kyotoprotokollet. Utvecklingen av fri konkurrens på elmarknaderna har ökat behovet av att
finna nya stödsystem för el från förnybara källor som inte snedvrider marknaden. Utgångspunkten för systemen med så kallade gröna certifikat kombinerad med kvotplikt är att också marknaden för el från förnybara källor ska styras av marknadsbaserad prisbildning.
TYPER AV STYRMEDEL
I det följande beskrivs några av de stöd som ges till elproduktion från förnybara källor i ett urval länder. Utgångspunkten för dessa stödsystem är att man på central nivå bestämmer antingen priset på den gröna elproduktionen eller också vilken kvantitet el från förnybara källor som ska uppnås i produktionen.
Hittills har de vanligaste stödmodellerna utgått från olika system som påverkar priset för el från förnybara källor, exempelvis fastpris, nedsatt skatt eller skatt på fossila bränslen som påverkar relativpriserna för el från olika källor. Även investeringsbidrag och subventioner syftar indirekt till att påverka det pris till vilket producenter kan leverera el från förnybara energikällor. I samtliga fall är det en myndighetsuppgift att fastställa lämplig nivå för fastpris, skattenedsättning eller subvention.
Modeller med kvoter och certifikatsystem bygger istället på att man fastställer, frivilligt eller genom ett obligatorium, vilken kvantitet eller andel av el från förnybara källor som ska finnas i systemet. Utöver det elpris som gäller på elmarknaden fordras en ytterligare ersättning som täcker eventuella merkostnader för elproduktion från förnybara källor jämfört med annan elproduktion. På en certifikatmarknad ska marknaden och prismekanismen fastställa den ytterligare ersättning som är nödvändig för att uppnå den bestämda andelen eller mängden. I upphandlingsmodeller ges producenter möjlighet att erbjuda leverans av el från förnybara källor. De producenter som uppfyller vissa krav, t.ex. lågt pris, erbjuds kontrakt.
Kvoterna kan vara obligatoriska i den meningen att elkonsumenter eller andra utvalda aktörer är skyldiga att konsumera en viss mängd el från förnybara källor. Om kvoten inte uppfylls utgår någon form av sanktion, t.ex. en straffavgift. Det finns även frivilliga system som innehåller någon form av incitament för att få aktörerna att delta. Incitamenten kan vara att köp av grön el ger en
fördel i marknadsföringen, att undvika tvingande lagstiftningen eller att deltagandet medför en skatterabatt.
STYRMEDEL OCH MÅL
Ur strikt samhällsekonomisk synvinkel bör valet av styrmedel styras av det mål som ska uppnås. Om målet är minskade koldioxidutsläpp, är koldioxidskatt eller handel med utsläppsrätter de styrmedel som direkt kan styra mot minskade emissioner av koldioxid. En högre andel el från förnybara källor i den totala elanvändningen eller produktionen leder inte nödvändigtvis till minskade utsläpp, såvida inte den totala elanvändningen minskar eller förblir konstant. En annan viktig faktor är utrikeshandel med el. Om det sker en ökad import av el, oavsett om den är från förnybara eller från konventionella källor, påverkas den inhemska emissionsstatistiken inte alls.
Däremot kan förbättrade förutsättningar för el från förnybara källor bidra till att koldioxidmål kan nås. En större andel förnybar el kan därmed vara ett delmål i en mer övergripande klimatstrategi. Förutsättningen är att förnybar el ersätter konventionell el och att den totala elanvändningen inte ökar snabbare än den förnybara. Utvecklingen drivs dessutom av att en ökad andel förnybar energi är ett delmål i arbetet för en hållbar utveckling.
Ett mål för förnybar el som formuleras som andel av elanvändningen ger incitament till effektiviseringsåtgärder i elanvändningen, import av grön el och ökad grön elproduktion. Om målet formuleras som andel av elproduktionen styr det mot ökad grön produktionskapacitet i landet.
En ökad produktionskapacitet för el från förnybara källor kan ge andra önskade samhällsekonomiska fördelar. Sådana fördelar kan vara förbättrad försörjningstrygghet genom ökad inhemsk produktionskapacitet, ökad sysselsättning, sparande av ändliga fossila bränslen och uppbyggnad av en hemmamarknad för en inhemsk industri inom t.ex. vindkraft m.m.
STYRMEDLENS EGENSKAPER
Vid val av styrmedel kan utöver målstyrningsförmågan även en rad andra egenskaper beaktas.
Vilka konsekvenser har stödet för statsbudgeten? Traditionella investeringsstöd eller skatterabatter innebär en statsfinansiell kostnad. Däremot är gröna certifikat respektive fastpris enligt tysk modell budgetneutrala stödsystem, där kostnaden belastar elkunder och eventuellt elhandelsföretag i stället för kollektivet av skattebetalare.
Val av styrmedel kan få fördelningspolitiska konsekvenser. När stödet inte finansieras via statsbudgeten belastas andra grupper i samhället av kostnaden i stället för skattebetalarkollektivet. Detta påverkar vilken acceptans systemet får bland dem som berörs. När stöd till el från förnybara källor inte ges via statsbudgeten kan kostnaden bli mer synlig för elkonsumenterna. Kostnaden kan uppfattas som ytterligare en pålaga utöver energi- och miljöskatter. I Tyskland är det elleverantörerna som drabbas av kostnaden för fastprisstödet. Missnöjet bland elhandelsföretagen har bland annat föranlett att stödet har överklagats till EG-domstolen.
En annan aspekt är utbyggnadstakten. Hur snabbt sker utbyggnaden av produktionskapacitet för el från förnybara källor? Fastprisstöden i Tyskland, Danmark och Spanien har lett till att länderna haft den snabbaste utbyggnaden av vindkraft inom EU och bland de snabbaste i världen, se avsnittet om statistik över el från förnybara källor (sid. 91).
Ytterligare viktiga hänsyn vid val av styrmedel är olika delar av kostnadseffektivitet. Ger stödet incitament till teknisk utveckling, sänkta produktionskostnader och prispress? Finns det tillräcklig konkurrens mellan de olika förnybara produktionsteknikerna så att kostnadseffektivitet genom teknisk utveckling och kostnadspress stimuleras? Finns det konkurrens mellan producenter som använder samma produktionsteknik så att den mest kostnadseffektiva produktionen inom en teknik stimuleras? Lokaliseras t.ex. vindkraftsanläggningar i de produktionstekniskt mest gynnsamma lägena eller kan även ineffektiva anläggningar bära sig ekonomiskt tack vare stödsystemet?
Minimeras risken för överkompensation till elproducenter som använder förnybara källor? Producenterna har i regel bättre kännedom om de faktiska produktionskostnaderna än exempelvis myndigheter, så kallad informationsasymmetri. Om ett pris för
förnybar el fastställs på central nivå är risken större att priset sätts för högt 1 än om det bestäms på en marknad. Dessutom ger ett centralt fastställt pris incitament till att undanhålla information om eventuella minskningar i produktionskostnaden. Eftersom det i princip saknas en naturlig marknad för el från förnybara källor försöker man dra nytta av marknadens förmåga att effektivt hantera prisinformationen genom att använda någon form av styrmedel. Olika typer av styrmedel är i olika grad effektiva när det gäller att skapa förutsättningar som liknar marknadens förmåga att hantera information. Denna informationshanterande förmåga innebär i princip att varje enskild producent tvingas att avslöja sin marginalkostnad.
Sker den samlade produktionen av el från förnybara källor till den samhällsekonomiskt lägsta kostnaden? Delmål för respektive produktionsteknik, såsom vindkraft, vattenkraft eller biokraftvärme, försvårar att produktion av el från förnybara källor i första hand ökas genom de billigaste åtgärderna.
Ovanstående ger ett axplock av de olika faktorer som kan vägas samman vid utformningen av styrmedel. En del handlar om mer instrumentella aspekter, dvs. vilka styrmedel som ger önskad verkan på mest effektiva sätt. En annan del handlar om politik och värderingar som präglar de mål som ställs upp. En kombination av instrumentella överväganden och värderingar bestämmer vilka konsekvenser av valda styrmedel som prioriteras respektive vilka negativa följder som man finner nödvändigt att godta i olika länder.
UTFORMNING AV STÖD I ETT URVAL LÄNDER
Nedan beskrivs utformningen av stöd till el från förnybara källor i ett urval länder. Tyngdpunkten ligger på EU:s medlemsländer och de länder som ingår i den nordiska elmarknaden. Beskrivningarna har koncentrerats på de system som innehåller ”gröna certifikat”. Inklusive Sverige är det 7 av EU:s 15 medlemsländer som har eller planerar att införa stödsystem som innehåller någon form av gröna certifikat kombinerade med kvotplikt för någon aktör.
Sådana system tillämpas eller diskuteras även i Australien, Kina, Indien och USA. Beskrivningarna av system med certifikat omfattar samtliga aktuella EU-länder samt Australien och Texas.
1 Om priset fastställt på myndighetsnivå sätts för lågt får stödet ingen effekt.
Utöver kvotsystemen inom EU:s medlemsländer beskrivs även stöd genom fastpris i Tyskland och Spanien samt traditionella stöd genom subventioner eller skatterabatter i de nordiska länderna.
AUSTRALIEN
ELMARKNADEN
Arbetet med att avreglera Australiens elmarknad påbörjades under 1990-talet och beräknas vara fullt genomfört under år 2002. Den nationella elmarknaden, National Electricity Market, NEM, öppnade den 13 december 1998 och kopplar samman elmarknaderna i flera delstater. I dag omfattar NEM Australian Capital Territory, New South Wales, South Australia och Victoria men kommer även att inkludera Queensland och Tasmanien när överföringsledningar byggts. Western Australia och Northern Territory kommer inte att ingå i NEM då det innebär långa överföringsledningar, men arbetet med egna elreformer pågår.
Australiens elproduktion 2 år 1998 var 194 TWh och baseras till 90 procent på fossila bränslen. Av den totala elproduktionen kommer 80 procent från kol, 9 procent från naturgas och 1 procent från olja. I Australien var år 1998 19 TWh eller knappt 10 procent av den totala elproduktionen baserad på förnybara källor 3. Vattenkraften stod för ca. 82 procent av de förnybara källorna och drygt 17 procent baserades på biomassa. Vindkraften i Australien uppgick till 8 GWh samma år.
För el från förnybara källor ges prioriterat tillträde till elnätet.
STÖDSYSTEMET
Systemet med handel av gröna certifikat, Renewable Energy Certificate, REC, startade den 1 april 2001 4. För att få delta i systemet krävs att anläggningar med godkända förnybara energikällor var i kommersiell drift den 1 januari 1997 eller senare. För solvärme gäller kommersiell drift den 1 april 2001 eller senare.
2 IEA, Electricity Information 2000, tabell 4 Australien, år 1998, avrundade siffror.3 IEA; Energy Balances of OECD Countries 2000, Renewables and Wastes II325 ff, år 1998, avrundade siffror.4 De lagar som ligger till grund för systemet är Renewable Energy (Electricity) Act 2000, Renewable Energy (Electricity) Regulations 2001 och Renewable Energy (Electricity) (Charge) Act 2000.
För befintliga produktionsanläggningar för energi från förnybara energikällor ska endast ny produktionskapacitet över 1997 års baslinje kunna berättiga till certifikat. Denna gränsdragning är emellertid inte helt problemfri. Om elproduktionskapacitet i befintliga anläggningar för förnybar el minskar eller läggs ned kan det leda till svårigheter att nå det övergripande målet att öka den förnybara elen med 2 procentenheter.
För elproduktion från vattenkraft (< 6,4 kW), vindkraft (< 10 kW) och solceller (< 10 kW) som är mycket småskalig finns särskilda regler för antalet certifikat som produktionen ska berättiga till. Förväntad elproduktion per år i småskaliga anläggningar givet effekt och drifttid finns sammanställd i tabeller 5. För solvärme och olika modeller av solfångare finns liknande sammanställningar 6med beräknade, förväntade produktionsvärden och antal certifikat som produktionen motsvarar, givet lokaliseringen i landet.
Berättigade energislag
De produktionstekniker som är godkända 7 för certifikat är vattenkraft, vindkraft, solel, geotermisk el, tidvattenkraft, vågkraft, havskraft 8 samt bränsleceller. När det gäller biobränsle ingår dessutom träavfall, energigrödor, skördeavfall, samförbränning av restfiberavfall från sockerproduktion samt svartlut. Godkända förnybara energikällor är vidare förbränning av fast kommunalt avfall, fuktigt avfall från livsmedel och jordbruk samt deponigas. Solvärme är berättigat om den ersätter el från andra källor än de förnybara.
När det gäller vindkraft, solceller, småskalig vattenkraft avses även fristående produktionsanläggningar, Stand Alone Power Supply Systems, SAPS. Dessa är mindre, lokala anläggningar som inte producerar el till det nationella nätet utan används i ett isolerat nät. Dessutom ingår samförbränning och kraftvärme i systemet. Andelen beräknas utifrån mängden fossilt bränsle och energiinnehållet.
5Renewable Energy (Electricity) Regulations 2001, Schedule 4, 5 och 6.6Renewable Energy (Electricity) Regulations 2001, Schedule 7.7Renewable Energy (Electricity) Act 2000, Section 178 Med ”havskraft” avses Ocean Thermal Energy Conversion, OTEC, som utnyttjar temperaturskillnaderna mellan ytvatten och havsvatten på upp till 750 meters djup för energiproduktion.
Ackreditering av elproduktionsanläggningar
En ny myndighet har bildats, Office of the Renewable Energy Regulator, ORER, som ansvarar för ackreditering av elproducenter, register över certifikat och transaktioner, kvotuppfyllelse, övervakning och eventuella straffavgifter. Vissa av dessa uppgifter kan delegeras till andra lämpliga aktörer.
En registrerad person/företag som äger en kraftstation där en godkänd energikälla eller teknik används får ansöka om ackreditering hos ORER, som fastställer om källan eller tekniken är godkänd och om någon andel av elproduktionen kommer från fossila bränslen.
För att kunna bestämma hur mycket av den producerade elen som ska berättiga till certifikat fastställs en baslinje. Om ett företag börjar producera el den 1 januari 1997 är företagets baslinje 0, dvs. all producerad el berättigar till certifikat. För redan befintliga företag beräknas av ORER en genomsnittlig produktion 9 per år, som utgör baslinjen. Elproduktion utöver denna baslinje berättigar till certifikat.
För att bli ackrediterad finns ytterligare specifika krav beroende på den aktuella källan eller tekniken 10. En avgift 11 tas ut i samband med ansökan om ackreditering och avgiftens storlek styrs bland annat av anläggningens effekt.
ORER har rätt att när som helst begära skriftliga uppgifter från ackrediterade företag. ORER ska föra register över registrerade personer, ackrediterade företag, giltiga certifikat och ansökningar för ackreditering.
Den som producerar grön el ska årligen redovisa föregående års totala elproduktion, mängden grön elproduktion, antalet genererade certifikat, registreringsnummer, ackrediteringsnummer m.m. 12 Producenter som driver flera anläggningar ska specificera uppgifterna för varje enskild anläggning.
9Renewable Energy (Electricity) Regulations 2001, Schedule 3.10Renewable Energy (Electricity) Regulations 2001, Division 2.2.11Renewable Energy (Electricity) Regulations 2001, Part 6, punkt 28.12Renewable Energy (Electricity) Regulations 2001, Part 2, punkt 18.
KVOTEN
Syftet med att införa handel med gröna certifikat är att öka andelen el producerad från förnybara källor, eller från specificerade avfall, fram till år 2010 med 2 procentenheter. Målet fastställdes 1997 då andelen förnybar el var 10,7 procent. Ökningen till 12,7 procent motsvarar 9 500 GWh år 2010 13. Målet ska nås gradvis genom delmål 14 som utformats för att leda till ett kostnadseffektivt genomförande samt för att ge energisektorn som använder förnybara källor maximal möjlighet att anpassa sig. ORER kontrollerar och övervakar att delmål och slutligt mål nås.
Nivån på 12,7 procent förnybar el ska även gälla mellan 2010 och 2020. Därmed förhindras att företag som vill starta ny elproduktion (exempelvis år 2008) får svårigheter att finansiera investeringar utan certifikatgarantier. Om produktionskostnaderna blir för höga kan nyinvesteringar utebli.
I ellagen anges hur mycket ny produktionskapacitet som krävs årligen för att nå målet på 9,5 TWh år 2010. Kvoten ska fastställas senast den 31 mars varje år enligt särskilda regler 15. För år 2001 är procentsatsen fastställd till 0,24 procent. Med detta tal fastställs antalet certifikat som den kvotpliktige ska redovisa för år 2001. En kvotpliktig som handlar 100 000 MWh el år 2001 ska redovisa 100 000 x 0,0024 = 240 certifikat. Procentsatsen kommer att öka varje år för att följa delmålen som anger hur mycket ytterligare förnybar el som ska produceras i landet varje år.
Tidigast den 1 januari och senast den 14 februari 2002 ska aktuella aktörer redovisa certifikaten avseende år 2001. Certifikaten ska motsvara 0,24 procent av den el som köpts under år 2001. De ska redovisas till ORER:s register via Internet. Därefter avförs de från registret som förbrukade och kan inte längre användas för kvotuppfyllelse.
13 Elanvändningen i Australien ökar kraftig och en betydande ökning väntas även till år 2010. För att Australien ska kunna bibehålla andelen av el från förnybara källor och dessutom öka den från 10,7 till 12,7 krävs ny kapacitet motsvarande 9,5 TWh.14 Beskrivs i Renewable Energy (Electricity) Act 2000, Section 40.15 Processen beskrivs närmare i Renewable Energy (Electricity) Regulations 2001.
CERTIFIKAT
De ackrediterade företagen får själva utfärda certifikaten så snart de producerat 1 MWh el från förnybara källor. Mängden el som genererar certifikat beräknas enligt en formel 16 där förluster och fossil inblandning dras ifrån den totala mängden producerad energi. Ett certifikat motsvarar 1 MWh godkänd elproduktion.
Rent praktiskt kan elproducenten registrera sina gröna certifikat på ett konto i ett elektroniskt register som handhas av ORER. Elproducenten får tillgång till sitt konto via Internet och ansluter med användarnamn och lösenord. Producenten ska kontrollera och försäkra att uppgifterna är riktiga. Dessutom utgår en registreringsavgift för de producenter som registrerar mer än 250 certifikat 17. Innan certifikaten godkänns utförs en rad automatiska kontroller och stickprov. Certifikatet får sitt värde när registreringen har godkänts av ORER. Om företagen genererar certifikat utan att ha producerat el tillämpas ett sanktionssystem 18 med straffavgifter som utgår i förhållande till antalet felaktigt utfärdade certifikat. ORER ansvarar för kontrollen.
Antalet certifikat kommer att öka varje år utifrån de satta delmålen. År 2010 beräknas certifikathandeln omfatta 8–10 miljoner certifikat. Dessutom väntas elpriset stiga med 1,3–2,5 procent för konsumenterna.
De kvotpliktiga
Återförsäljare av el och andra stora elhandlare kommer enligt lag bli skyldiga att köpa ett visst antal gröna certifikat från ackrediterade elproducenter per år. Det är elhandlarens ansvar att adekvat mätutrustning installeras för att kunna mäta hur mycket el som handlas.
Elhandlaren får själv lägga upp en plan för att nå sitt mål och skriva kontrakt med elproducenter, anlita en tredje part eller handla på certifikatmarknaden.
16Renewable Energy (Electricity) Regulations 2001, Part 2, punkt 1417 Avgiften är 0,08 AUD per certifikat (ungefär 0,42 SEK).18 Beskrivs i Renewable Energy (Electricity) Act 2000, Section 24
Certifikatens livslängd och sparande av certifikat
Certifikaten har ingen specificerad livslängd men förlorar sitt värde efter 2020. Lagen som reglerar certifikatsystemet ska gälla till 1 januari år 2021. Därefter kan inga ytterligare certifikat skapas eller handel bedrivas.
Om en elhandlare har fler certifikat än det antal som ska redovisas enligt kvotplikten kan de sparas till kommande perioder, överlåtas till annan person eller säljas vidare. Det finns ingen gräns för hur länge ett certifikat får sparas.
HANDEL MED CERTIFIKAT
Handeln med certifikat ska ske separat från den vanliga elhandeln för att undvika snedvridningar på elmarknaden. Den ackrediterade elproducenten får två möjliga inkomstkällor, dels för elen på den elmarknaden och dels för certifikaten på en särskild certifikatbörs. Det elektroniska registret som handhas av ORER ska inte fungera som en börs för certifikaten. Däremot ska alla överlåtelser registreras i certifikatregistret.
Sanktioner och maxpris
Om den ålagda kvoten inte uppfylls utgår en straffavgift 19 som fastställts till 40 AUD/MWh (ca. 212 SEK/MWh). Maxpriset för certifikatet ligger något högre. Köp av ett certifikat är till skillnad från straffavgiften avdragsgillt. Det innebär att en aktör i princip kan vara villig att betala upp till 57–58 AUD/MWh (305 SEK/MWh) per certifikat. Maxpriset för certifikat kan i praktiken komma att bli ännu högre eftersom vissa företag kan vara villiga att betala mer för att slippa hamna på ORER:s lista över företag som inte uppfyllt kvoten, se nedan.
Straffavgift ska erläggas om underskottet är större än 10 procent. Om underskottet är mindre kan elhandlaren slippa betala straffavgiften. Underskottet förs då över till nästa år då den kvotskyldige ska uppnå det aktuella årets kvot plus underskottet från föregående år. Om detta lyckas finns möjlighet att en eventuellt erlagd straffavgift återbetalas. Varje år ska elhandlare lämna en rapport som
19 Renewable Energy (Electricity) (Charge) Act 2000
anger den totala mängden köpt el, förnybar el, kvotens storlek och antalet certifikat.
ORER har även möjlighet att publicera namnen på dem som inte uppfyllt sin årliga kvot. Denna åtgärd kan av de berörda uppfattas som en straffåtgärd. Det är dock också viktig information som tillsammans med uppgifter om pågående kapacitetsutbyggnad i förhållande till årets kvot ger underlag för att fastställa ett korrekt spotpris på certifikaten.
Handelsplats
Handeln med certifikat ska ske på the Green Electricity Market, GEM 20, som är en Internetbaserad börs. Den ägs av 19 energiföretag som bidragit till finansiering och utformning av den nya handelsplatsen. På GEM kan certifikat skapas, överföras, registreras, köpas och säljas. Handeln kan även ske bilateralt eller via mäklare. Den Internetbaserade handeln är transparent i den meningen att antal certifikat och priset framgår medan aktörerna på marknaden är anonyma. ORER ansvarar för övervakning, registrering, certifikathandel samt utfärdande och frigörande av certifikat i samarbete med GEM.
Utrikeshandel
Australien har ingen import eller export av el varför godkännande av utländska certifikat för kvotuppfyllelse inte är aktuellt.
KOMPLETTERANDE STÖDSYSTEM OCH ÖVERGÅNG
Australien har i samband med införandet av certifikathandel satsat på ekonomiska investeringsstöd och teknikutveckling för den gröna energiindustrin. Nedan redovisas de stöd 21 som gäller på nationell nivå. I vissa stater och territorier tillkommer dessutom regionala stöd.
Renewable Remote Power Generation Program, RRPGP, är ett investeringsstöd för konvertering av främst dieselgenererad el till
20 http://www.gemoz.com/21 http://www.greenhouse.gov.au/renewable/
el från förnybara källor på mindre, isolerade elnät. Stödet kan även gälla nya installationer under förutsättning att man kan bevisa att energikällan annars skulle ha varit ett fossilt bränsle. Programmet startade den 1 juli år 2000 och kommer under fyra år att dela ut 264 miljoner AUD (ca. 1 399 miljoner SEK). Upp till 50 procent av installationens kapitalkostnad täcks av stödet.
Photovoltaic Rebate Program, PVRP. Programmet startade den 1 januari 2000 och ger bidrag till installation av solceller på byggnader som används för kommunal verksamhet. Installationen ska vara ansluten till nätet eller användas för eget bruk. Bidraget utgår som ett investeringsstöd som baseras på installerad effekt. För detta program har 31 miljoner AUD (ca. 164 miljoner SEK) avsatts.
Renewable Energy Commercialisation Program, RECP. Anslaget uppgår till 55,6 miljoner AUD (ca. 295 miljoner SEK) för en femårsperiod för att utveckla energisektorn för förnybara källor i Australien. Programmet är tävlingsorienterat och ska hjälpa och utveckla nya innovativa tekniker, lösningar och processer ut på marknaden. Programmet är indelat i två delar, industriell utveckling och marknadsintroduktion.
The Renewable Energy Showcase Program är ett stöd på 10 miljoner AUD (ca. 53 miljoner SEK) som stödjer ett fåtal ledande och strategiskt viktiga energiprojekt som baseras på förnybara energikällor. Projekten ska ha en stark kommersiell potential och ge ett viktigt bidrag till den del av energisektorn i Australien som baseras på förnybara källor.
Renewable Energy Equity Fund, REEF, bidrar med riskkapital för små innovativa energiföretag som använder förnybara energikällor och arbetar med t.ex. marknadsföringen av solceller eller utvecklar själva komponenterna i solcellen eller någon annan teknik.
ÖVRIGT
Två år efter införande ska systemet utvärderas för att se om det är verkningsfullt och effektivt. Då ska det bland annat undersökas i vad mån avsedd kapacitetsökning för el från förnybara källor har kommit till stånd och om det bidragit till att minska utsläpp av koldioxid. Dessutom ska undersökas om straffavgifter och kvoter ligger på rätt nivå. Studien ska även visa om det är möjligt att ta hänsyn till respektive produktionsteknikers bidrag till växthus-
gaser. Utvärderingen ska dessutom ta ställning till om detta stödsystem är lämpligt eller en annan väg bör väljas.
KÄLLOR
Australiens myndighet för att minska utsläpp av växthusgaser: http://www.greenhouse.gov.au
Australiens reglermyndighet för el från förnybara källor: http://www.orer.gov.au/index.htm
Systemet regleras i Renewable Energy (Electricity) Act 2000 http://www.greenhouse.gov.au/markets/2percent_ren/electricity_ act.pdf
Kontrollorganet regleras i Renewable Energy (Electricity) Regulations 2001 http://www.greenhouse.gov.au/markets/2percent_ren/regulations. pdf
Straffavgiften beskrivs i Renewable Energy (Electricity) (Charge) Act 2000 http://www.greenhouse.gov.au/markets/2percent_ren/ electricitycharge_act.pdf
Faktablad http://www.greenhouse.gov.au/markets/2percent_ren/factsheets/ index.html
Inför introduktionen av systemet med gröna certifikat har en rad rapporter utarbetats: Huvudrapport: Implementation Planning for Mandatory Targets for the Uptake of Renewable Energy in Power Supplies http://www.greenhouse.gov.au/markets/2percent_ren/rtwg/ report.pdf
Rapport: Potential for Australian Capacity to Expand to Meet the Target http://www.greenhouse.gov.au/markets/2percent_ren/expert/exec. pdf
Rapport: Projections of Price of Renewable Energy Certificates to Meet the 2 procent Renewable Energy Target http://www.greenhouse.gov.au/markets/2percent_ren/expert/mma /mma_report.pdf
Rapport: Macroeconomic and Industry Effects of the 2 procent Renewable Target http://www.greenhouse.gov.au/markets/2percent_ren/expert/pdf/ econtech.pdf Rapport: Sectorial Impact on of the two percent Renewable Target http://www.greenhouse.gov.au/markets/2percent_ren/expert/ sectoral.pdf
Rapport: 2 procent Renewables Target in Power Supplies – Potential for Australian capacity to expand to meet the target. Beskriver även alla tekniker, dagsläget, potentialen m.m. http://www.greenhouse.gov.au/markets/2percent_ren/expert/ redding.html
BELGIEN
ELMARKNADEN
Belgien har fått uppskov från att genomföra elmarknadsreformen enligt EG-direktivets tidplan. Den belgiska regeringen har dock år 2000 beslutat att öka öppningstakten jämfört med de tidigare planerna. Enligt beslut ska marknaden öppnas för elkunder som har en användning som är större än 10 GWh, motsvarande 49 procent eller 1000 kunder senast den 31 december 2002.
Behovet av att främja förnybara energikällor har uppmärksammats vid reformeringen av elmarknaden. I Belgien producerades under 1998 totalt 83,2 TWh el. I Belgien står förnybara källor för ca. 2 procent av den totala elproduktionen, vilket är den lägsta andelen i EU. Av den el som baseras på förnybara källor stod vattenkraften för omkring 74 procent och biomassa för ca. 26 procent år 1998. Under samma år producerades 11 GWh el från vindkraft.
Eftersom den förnybara elen står för en mycket liten andel av den totala energitillförseln har särskilda regler införts för förnybar
energi. Producenter som utnyttjar förnybara energikällor och som är i behov av att köpa ytterligare el, kan välja elleverantör fritt. Detta gäller också elkunder som köper en tillräckligt stor andel el från förnybara källor eller från kraftvärmeverk.
El från förnybara källor har prioriterat tillträde till nätet enligt de regionala ellagarna i Flandern och Wallonien.
Vidare planerar den federala regeringen att införa en köpplikt för att uppnå målet 3 procent grönel år 2004. Medlen för att nå detta mål är att utforma ett system med gröna certifikat och finansiella incitament. I den nya ellagen ställs även krav på att en minimivolym av förnybar el, som definieras av den belgiska regeringen, ska köpas upp till rimliga priser. Lagen anger att en utjämningsfond ska upprättas för att täcka de högre kostnaderna vid inköp av förnybar el.
Belgien är indelat i tre självständiga regioner, Bryssel, Flandern och Wallonien. Denna organisatoriska indelning präglar utformningen av landets statsförvaltning och även stödet till el från förnybara källor. Regionerna ansvarar för frågor som rör förnybara energi och systemen med gröna certifikat utformas därför av de regionala energimyndigheterna. När det gäller fiskala frågor som skatter och avgifter är det den federala regeringen som fattar besluten. Därför måste utformningen av system med gröna certifikat i Belgien ske i samarbete mellan regionerna och den federala regeringen.
För närvarande utformas system med gröna certifikat parallellt i de tre regionerna. Dessutom kommer ett federalt system utformas som endast omfattar havsbaserad vindkraft. Flandern har kommit längst i arbetet med de gröna certifikaten. En ny ellag har antagits och systemet med certifikathandel skulle enligt de ursprungliga planerna ha införts i januari 2001. EU-kommissionen har i juli 2001 godkänt det flamländska systemet under vissa villkor.
I Wallonien antogs en ny ellag i april vilken kommer att tillämpas till en begränsad del från september 2001 och fullt ut i början av 2002. Huvudprinciperna för det Wallonska certifikatsystemet är klara och systemet ska enligt planerna införas i början av 2002.
I Bryssel antogs en ny ellag i juli 2001. Den kommer att gälla från 2003 och enligt lagen ges möjlighet till införande av gröna certifikat.
DET FEDERALA SYSTEMET
Belgiens fyra energiministrar slöt i februari 2001 ett samarbetsavtal om certifikatsystemen. Avtalet måste godkännas av regionerna och den federala regeringen, och har som förutsättning de nya ellagarna samt att Walloniens och Bryssels reformering av elmarknaderna har slutförts.
Målet för Belgien, enligt den federala planen för uthållig utveckling, är att andelen förnybar energi i elproduktionen ska vara 3 procent år 2004. I EU-kommissionens förslag till direktiv om el från förnybara energikällor anges som mål för Belgien att 6 procent av elproduktionen ska komma från förnybara källor år 2010.
KOMPLETTERANDE SYSTEM OCH ÖVERGÅNG
På federal nivå finns subventioner för förnybar energi i form av skattelättnader med 14 procent av företagsskatten för investeringar i förnybara energikällor. Företagen kan också välja mellan linjär och regressiv avskrivning. Den regressiva avskrivningstakten är dubbelt så hög som den linjära men får inte överstiga 40 procent. Vidare finns ett driftbidrag på 2 BEF per kWh (0,43 SEK/kWh) som gäller i tio år för el från vindkraft och små vattenkraftverk. För el från andra förnybara energikällor ges ett driftbidrag på 1 BEF per kWh (0,22 SEK/kWh). Regeringen kommer att se över driftbidraget år 2003 och för närvarande pågår diskussioner om att fasa ut driftbidraget när det gröna certifikatsystemet startas i hela landet. Det kan också bli möjligt att välja antingen gröna certifikat eller driftbidrag.
DE FLAMLÄNDSKA SYSTEMET
I januari 2001 behandlades ett förslag till specificerade regler för certifikatsystemet i den flamländska regeringen. Förslagets huvuddrag godkändes, men några detaljer återstår innan reglerna ska kunna träda i kraft. Certifikatsystemet skulle ursprungligen ha införts i januari 2001. EU-kommissionen stoppade emellertid förslaget eftersom det endast omfattade inhemsk el. I augusti 2001 har EU-kommissionen gett klartecken för det flamländska stödsystemet under förutsättning att vissa bestämmelser ändras. För närvarande pågår arbete med att analysera hur kraven kan införlivas
i systemet. Enligt uppgift kan systemet komma att starta någon gång under 2002.
STÖDSYSTEMET I FLANDERN
Bestämmelserna om de gröna certifikaten finns i den regionala lagen om organisation av elmarknaden 22. De energikällor som omfattas av systemet är solel, vindkraft, biomassa, biogas, geotermisk el, tidvatten- och vågkraft. Alla anläggningar oavsett ålder kommer att omfattas av certifikatsystemet.
Det pågår även arbete med att bygga upp ett motsvarande system för kraftvärme. Dessutom finns det planer på att i framtiden eventuellt även införa certifikat för värme.
Enligt de ursprungliga förslaget skulle den förnybara energin komma från källor i Flandern eller från området för havsbaserad vindkraft vid Belgiens kust. Syftet med denna bestämmelse var att motverka att de inhemska energikällorna konkurreras ut genom billigare förnybar el som produceras utanför Flandern.
EU-kommissionen har i granskningen av det flamländska systemet haft invändningar mot denna bestämmelse, eftersom det anses vara ett handelshinder. Den flamländska regeringen kan dock enligt ellagen erkänna gröna certifikat från andra områden. Detta är tänkt att utnyttjas om internationell handel med certifikat kommer till stånd. För närvarande analyseras hur de krav som ställs av EUkommissionen kan införlivas i systemet.
Certifiering av produktionsanläggningar görs av den nya reglermyndigheten för el och gas, Flemish Regulator for Electricity and Gas, VREG. Myndigheten är under uppbyggnad och beräknas kunna börja arbeta under hösten 2001. Huvuduppgiften är att övervaka att reglerna i den nya ellagen följs. Under en övergångsperiod kommer övervakningen av certifikatsystemet att ske genom den regionala energimyndigheten som i Flandern ligger under den regionala ekonomimyndigheten. VREG kontrollerar även anläggningar så att inkomna uppgifter och utgivna certifikat överensstämmer. Det är producenten som står för kostnaderna som uppkommer genom certifieringen.
22 Decree on the organization of the electricity market (ej officiell översättning).
KVOTEN I FLANDERN
I dag är andelen förnybar energi mindre än 1 procent 23. Målet enligt ellagen är att förnybara energikällor ska stå för 0,96 procent år 2001, 3 procent år 2004 och för 5 procent år 2010. I framtiden väntas vindkraft stå för omkring 2/3 av Flanderns förnybara energi och biomassa för den resterande delen.
Kvotplikten gäller alla nätägare och specificeras i ellagen där den beräknas enligt följande: C = G * (Ev - Ewkk - Eg)
C = Antal gröna certifikat som ska lämnas in år n i MWh för respektive nätföretag Ev = den totala kvantiteten el som företaget distribuerat till slutkunder år n-1 Ewkk = Mängden el (i MWh) som har producerats med hjälp av högkvalitativ kraftvärme som företaget distribuerat år n-1. Med högkvalitativ kraftvärme avses anläggningar med en verkningsgrad som är 5 procent högre än i kombicyklar. Eg = Mängden el (i MWh) som har producerats med hjälp av förnybara energikällor i Flandern eller i området för den havsbaserade vindkraften och som företaget distribuerat år n-1. G = minimikvot för år n, dvs. 0,96 procent år 2001, 3 procent år 2004 och 5 procent år 2010.
CERTIFIKAT I FLANDERN
Ett certifikat motsvarar 1 000 kWh och gäller i fem år. Det kan upphöra att gälla tidigare om ägaren annullerar certifikatet eller om det redovisats för reglermyndigheten som bevis för att köpkraven har uppnåtts.
Certifikaten kommer att delas ut av reglermyndigheten, VREG. Elproducenterna tilldelas certifikat i förhållande till den mängd el från förnybara källor som de producerar. Certifikaten ska ange namn på den producerande enheten, vilken teknik som används och hur mycket statligt stöd anläggningen har fått. För att kontrollera att uppgifterna stämmer ska alla anläggningar inspekteras av VREG.
Det kommer att vara möjligt att spara certifikat till nästkommande år. Någon slags begränsning av sparmöjligheterna
23 Andelen el från förnybara källor år 1996 var 0,35 procent.
diskuteras för att förhindra att certifikat sparas för att höja priserna på certifikaten.
Varje nätägare är skyldig att senast den 31 december varje år redovisa ett visst antal gröna certifikat till VREG. För att uppnå kvotkraven har företagen tre möjliga tillvägagångssätt:
- att köpa gröna certifikat
- att investera i förnybar energi
- att betala en straffavgift.
HANDEL MED CERTIFIKAT I FLANDERN
Om inte nätägaren köper gröna certifikat eller investerar i förnybar elproduktions-kapacitet är de skyldiga att betala en straffavgift på 2 BEF 2001 (0,43 SEK/kWh). Straffavgiften kommer att höjas stegvis upp till 5 BEF 2004 (1,1 SEK/kWh). Avgiften kommer i praktiken utgöra ett tak för hur mycket certifikaten högst kommer att kosta.
Intäkterna från straffavgifterna kommer att gå till en särskild fond, fonden för förnybar energi, som ska utnyttjas till att främja förnybar energi.
Handeln med certifikat kommer inte att regleras utan aktörerna är fria att bedriva handeln utan restriktioner. Det kan ske bilateralt, genom mäklare eller på en särskild certifikatbörs. Uppgifter om överlåtelser, ägare och andra data om certifikaten ska registreras i en särskild databas och i ett handelsregister.
KOMPLETTERANDE SYSTEM I FLANDERN
Förutom de federala stöden finns ett regionalt investeringsstöd i Flandern som betalas ut med upp till 20 procent av kostnaderna för småföretag och upp till 10 procent för stora företag. Det finns också möjligheter att få finansiellt stöd från ett särskilt kontor, ”Kontoret för främjande av förnybar energi” (ODE-Vlanderen). Vad som kommer att ske med de befintliga subventionerna när certifikathandeln påbörjas har ännu inte beslutats. Diskussioner mellan regionerna och den federala regeringen pågår. Enligt en tjänsteman på den regionala myndigheten är det troligt att det federala driftbidraget kommer att fasas ut för att ersättas av gröna
certifikat, medan skattenedsättningarna och det regionala investeringsstödet kommer att finnas kvar.
DET WALLONSKA SYSTEMET
En ny ellag antogs i april 2001. I denna finns huvudprinciper för systemet med gröna certifikat. Detaljutformningen pågår för närvarande och bestämmelserna kommer att finnas i en särskild förordning. Systemet ska införas i början av år 2002.
Målet för andelen förnybara källor i elproduktionen i Wallonien är 3 procent till år 2004 och 8 procent till år 2010. Andelen är i dag 2,3 procent. I Wallonien inräknas organiskt nedbrytbart avfall i förnybara energikällor. För andelen kraftvärme i elproduktionen är målet att år 2004 nå 1,1 procent och till år 2010 uppnå 4 procent.
Certifikatsystemet omfattar el från förnybara källor och sådan kraftvärme som innebär att koldioxidutsläppen minskas. För att beräkna antalet certifikat som tilldelas en enhet som har koldioxidutsläpp, divideras den totala elproduktionen av grön el med den utsläppsminskning som uppnåtts. Vid beräkning av utsläppsminskningen görs en jämförelse mellan enhetens utsläpp och utsläpp med konventionell teknik. Särskilda utsläppslistor ska publiceras årligen av den reglerande myndigheten. För exempelvis kraftvärme beräknas tilldelningen av certifikat bli omkring 1/5 av den producerade mängden energi.
I likhet med Flandern ställs kvotkravet på nätföretagen i ellagen. En särskild reglermyndighet ska bildas för att övervaka att ellagen följs. Myndigheten kommer också att ha ansvar för att kontrollera och övervaka handeln med certifikaten. Möjligheter att spara certifikat till följande år har ännu inte diskuterats.
Förnybar el ska ha prioriterat tillträde till nätet även i Wallonien. Handeln av gröna certifikat förväntas ske på en separat marknad, åtskild från elhandeln.
Om nätföretagen inte når upp till den tänkta kvoten kommer en straffavgift att utgå på mellan 3 till 5 BEF (0,65–1,1 SEK/kWh), vilket sätter ett takpris för certifikaten.
KOMPLETTERANDE SYSTEM OCH ÖVERGÅNG I WALLONIEN
Wallonien har även regionala investeringsstöd. Stöd betalas ut med upp till 20 procent för investeringar i förnybar energi för skolor och sjukhus och upp till 30 procent för byggnader för lokala myndigheter. Bidrag och stöd betalas också ut till företag som investerar i förnybar energi. Det federala driftbidraget väntas vara kvar även efter att certifikatsystemet införts. Producenterna kommer att kunna välja mellan driftbidrag eller gröna certifikat. Investeringsbidrag och skattenedsättning diskuteras för närvarande.
BRYSSEL
I regionen Bryssel har beslut fattats om att gröna certifikat bör ingå i elmarknadsreformen men certifikatsystemet har ännu inte utformats. I juli 2001 antogs en ny ellag som öppnar för ett system med gröna certifikat. I ellagen anges endast att ett stödsystem baserat på gröna certifikat kan introduceras utan att närmare detaljer specificeras. Regler för ett kommande certifikatsystem och hur det kan anpassas till förhållandena i Bryssel ska utredas. Den nya ellagen träder i kraft år 2003.
Mål för andelen förnybara energikällor saknas i Bryssel.
KÄLLOR
Flandern: ”Decree on the organization of the electricity market in Flandern” Flanderns reglermyndighet för el- och gasmarknaden: http://www.vreg.be/
Wallonien: ”Projet de décret relatif à l’organisation du marché régional de l’électricité”, utkast till ellag, Walloniens regering, februari 2001 Walloniens reglermyndighet för el- och gasmarknaden: http://www.cwape.be/
RES Policy Report for Belgium www.agores.org
Promotion of Strategies for Electricity from Renewable Energy Sources in EU countries, Joint report by the cluster ”Green Electricity” co-financed under the 5th framework programme of the European Commission, 2001.
DANMARK
ELMARKNADEN
Från den 1 januari 2003 ska liberaliseringen av elmarknaden för konsumenter vara fullt genomförd. För år 2001 gäller att användare som konsumerar över 1 GWh el fritt kan välja elleverantör. Inom ramen för den pågående avregleringen av elmarknaden planeras i Danmark en certifikatmarknad för el från förnybara källor, VE-el24. Under det första decenniet av 2000-talet kommer den att fungera parallellt med ett fastprissystem för el från förnybara källor. De fasta stöden gäller många av de anläggningar som tas i drift kring sekelskiftet och gäller under tio år av anläggningens livslängd.
Den totala elproduktionen i Danmark uppgick år 1998 till ungefär 41 TWh varav 60 procent var kolbaserad el. El från förnybara källor stod samma år för närmare 4,3 TWh eller motsvarande drygt 10 procent av den totala elproduktionen. Vindkraften stod för 65 procent av den gröna elen och biomassa för 34 procent.
Mer än tre fjärdedelar av den vindkraft som producerades år 2000 i Danmark kommer från medlemmar i Danmarks Vindmölleforening. Denna sammanslutning har stor möjlighet att påverka marknaden genom att agera gemensamt. Ägarförhållandena i certifikatsystemet kommer emellertid att breddas i takt med att biobränslebaserad el kommer in på marknaden.
I Danmark har el baserat på förnybara energislag prioriterat tillträde till elnätet.
STÖDSYSTEMET
VE-elmarknaden, eller marknaden för gröna certifikat, ska starta senast den 1 januari 2003, men utfärdande av certifikat kan komma att påbörjas tidigare. I Danmark ligger plikten att inneha ett visst antal gröna certifikat på elanvändarna.
24 VE står för ”vedvarende energi”, förnybar energi.
Berättigade energislag
Elproduktionsteknologier som är berättigade till certifikat är vindkraftverk, olika former av biomassa, solceller samt vattenkraft med en effekt lägre än 10 MW. Huvudsakligen kommer certifikatsystemet att utgå från vindkraft och biomassa. El från storskalig vattenkraft och avfall är inte berättigad till certifikat 25. El från kraftvärmeanläggningar ingår i den mån bränslet kan definieras som biomassa. Anläggningar oavsett ålder är berättigade till certifikat, anläggningar byggda före 2000 dock först efter 10 år.
Certifiering av produktionsanläggningar
I Danmark finns två stamnät och två systemansvariga, Eltra och Elkraft System, som ansvarar för olika delar av landet och som kommer att certifiera elproduktions-anläggningar. Ett grundläggande krav för certifiering av produktionsanläggningar är att de krav som ställs för anslutning till nätet också är uppfyllda.
Systemansvariga är också ansvariga för en databas i vilken alla anläggningar ska registreras. När en anläggning är registrerad är den automatiskt certifierad och därmed beviljad stöd genom certifikatsystemet. Databasens data ska genomgå kvalitetsanalyser för att tillgodose säkerhetskraven.
KVOTEN
I Danmark uppgick andelen el från förnybara källor till omkring 10 procent år 1998. Målsättningen är att nå en andel på 20 procent el från förnybara källor år 2003 26. Planerade investeringar i förnybara teknologier och utfallet av de stödsystem som redan är införda tyder på att målet för år 2003 kommer att nås även utan ett system med gröna certifikat.
Hur mycket el från förnybara källor som elanvändarna totalt ska köpa under ett år fastställs av miljö- och energiministern. Denna kvot ska vara en bindande minimikvot. Inget ska således hindra enskilda konsumenter från att använda en högre andel grön el än
25 El från avfall som härrör från biologiskt avfall, exempelvis biogas från slakteriavfall ingår i definitionen på biomassa.26 Enligt EG-direktivförslaget för att främja el från förnybara källor är målet för år 2010 att förnybar el ska uppgå till 29 procent.
stipulerat. Kvoten ska successivt ökas. Ökningen ska emellertid ske på ett sådant sätt att marknaden ges tillräcklig tid för att genom nyinvesteringar anpassa utbudet till den ökade kvoten och därmed själva efterfrågan. På så sätt minskas osäkerheten för potentiella investerare i VE-produktion.
Kvoten ska fastställas årsvis för en rullande period på troligtvis 10 år. Den kommer att vara bindande för ett år i taget och fastställas preliminärt för de återstående åren. Vid betydande förändringar i förutsättningarna för uppfyllelse av kvoten ska den emellertid kunna justeras för de kommande åren, men får inte understiga kvoten från det föregående året.
CERTIFIKAT
Uppgifter om producerad och levererad el lämnas till systemansvarig/nätföretag. I gengäld fås ett grönt certifikat, ett. VE-bevis, per 100 kWh levererad el baserad på förnybara källor, VE-beviset sätts in på ett konto.
Nätföretagen mäter och kontrollerar den el som producenterna levererar till nätet samt överför uppgifterna till den systemansvarige 27. Den systemansvarige överför uppgifter till registret över VE-bevis.
Det är elanvändarna som är skyldiga att inneha ett visst antal gröna certifikat och vid avräkningstillfället kunna visa upp en viss andel el från förnybara källor i form av VE-bevis. En kvotkontroll genomförs årligen där uppgifter i registret över VE-bevis kontrolleras mot fastställda kvotkrav. VE-bevis som vid avräkningstillfället behövs för att fullgöra kvotkravet avförs från registret över VEbevis. Ett VE-bevis livstid upphör i samband med avräkning för kvotuppfyllelse.
Det är även möjligt att spara certifikat till senare år. Vidare har diskuterats att certifikat som ställs ut i början av året kan användas för att uppfylla kvotkravet för föregående år. Dessutom ska eventuellt även kommande, ännu icke utställda certifikat, kunna användas för att uppfylla kvoten. Kvotuppfyllelse ska granskas i början av året varje år och per den sista december föregående år.
27 I Danmark finns två systemoperatörer, Eltra och Elkraftsystem.
HANDEL MED CERTIFIKAT
Minimi- och maximipris
I det danska certifikatsystemet finns ett minimi- och ett maximipris. Tillsyns-myndigheten, Energitilsynet, ska ha ett stående erbjudande om att köpa certifikat till ett pris av 10 öre/kWh. Därmed läggs golvet för prisnivån fast. Takpriset ges av att de kvotpliktiga måste betala en straffavgift på 27 öre/kWh om de inte kan visa upp en tillräcklig mängd certifikat vid periodens slut. Syftet med dessa gränser för priserna är att undvika en alltför hög rörlighet på certifikatbörsen och därmed osäkerhet för elproducenten som använder förnybara källor.
Tillsynsmyndigheten ska också garantera att samtliga certifikat köps upp genom att den vid periodens slut köper in återstoden av certifikaten. Priset ska ligga mellan 10 och 27 öre. Köpen ska finansieras via en särskild fond. Denna fond finansieras i sin tur dels via statsbudgeten och dels via straffavgifter. Fonden ska även användas för att främja elproduktion från förnybara källor.
Handelsplats
Det är ännu inte fastlagt på vilken börs certifikathandel kan komma att bedrivas. Börsen kommer inte att vara ett ansvar för staten utan andra aktörer kan öppna en marknadsplats. Registret som systemoperatörerna ansvarar för kommer emellertid att ta in uppgifter om köp och försäljning av VE-bevis, samt om kontoställning.
På kort sikt, dvs. under certifikatbörsens inledningsskede, väntas utbjudna VE-bevis köpas i bilaterala avtal mellan VE-producenten och distributionsbolag/konsument. På längre sikt kan VE-bevisen handlas på en certifikatbörs. Handel ska kunna ske både på en spotmarknad och på en marknad för långtidskontrakt, futures.
Transaktionskostnader
Transaktionskostnaden per VE-bevis beror på handelsvolymen. Under det första året beräknas handeln med VE-bevis bli för liten för att bära systemets transaktionskostnader. Enligt bedömningar kan handeln bedrivas till kostnader motsvarande 12 miljoner DKK (± 3 miljoner) per år (ca. 14,2 miljoner SEK). Handelsvolymen
väntas emellertid öka snabbt. Redan under andra året beräknas handelsvolymen vara tillräckligt omfattande för att täcka transaktionskostnaderna vilka beräknas uppgå till runt 2–3 procent av VEbevisets värde.
Totalt sett ger handel med VE-bevis på en börs i stället för genom bilaterala avtal lägre transaktionskostnader. Genom en oberoende marknadsoperatör införs standardiserade rutiner för köp och försäljning av VE-bevis. Andra fördelar med börshandel är att sök- och informationskostnader minimeras, samtliga aktörer har samma förhandlingsstyrka och systemet är transparent. Dessutom kan aktörer välja att säkra sina positioner på en finansiell derivatmarknad.
Utrikeshandel
Handel med utländska certifikat ska i princip vara möjlig, men det kommer att krävas att elproduktion i bägge länderna står under liknande krav och förutsättningar. Eftersom en internationell harmonisering på området ännu inte har uppnåtts, kommer Danmark inte att tillåta utrikeshandel då systemet startas, med mindre än att det förekommer bilaterala överenskommelser mellan medverkande länders regeringar och myndigheter.
KOMPLETTERANDE STÖDSYSTEM OCH ÖVERGÅNG
Idag består stödet till elproduktion från förnybara källor av två delar, ett fastpris och ett eller två tillägg. Fastpriset gäller för alla anläggningar som byggs före år 2003 och garanteras i 10 år, medan elproduktionsstödet ska fasas ut när stödet med certifikat påbörjas. Fastprissystemet kommer således att finnas kvar parallellt med certifikatbörsen under 2000-talets första decennium.
Fastprisgarantin ger investeraren förutsättningar att få banklån till kommersiella villkor. Historiskt har fastpriset till vindkraftverk varit 85 procent av priset till användarna exklusive avgifter, vilket genomsnittligt har varit 33 öre/kWh plus ett tillägg på 17 öre/kWh respektive 10 öre/kWh. 10 öre/kWh motsvarar koldioxidskatten som betalas i användarledet oavsett hur elen har producerats. Fastpriset ska inte ge utrymme för någon vinst. En eventuell vinst beror på prisutvecklingen på börsen för VE-bevis.
På längre sikt ska stödsystemet baseras på gröna certifikat. Under en övergångsperiod gäller nya fastpriser för befintliga och nya anläggningar fram till 2003. Stödsystemet är komplext och stöden beror på när anläggningar byggdes, storlek och om anläggningen ägs privat eller inte. För statliga anläggningar utgår endast stödet på 0,10 DKK/kWh, motsvarande koldioxidskatten. De ska inte ingå i certifikatsystemet. I tabellen visas stöd för privata anläggningar.
Tabell 1 : Ersättning för vindkraft
Elpris Tillägg
Tillägg
Befintliga anläggningar
Fastpris ca. 0,33 DKK/kWh
0,10 DKK per kWh (motsv. C0
-
skatt)
0,17 DKK/kWh utgår för antal fullasttimmar beroende på kapacitet: <200 kW-25 000 ft. 201-599 kW-15 000 ft. >600 kW-12 000 ft.
Fastpris gäller 10 år (motsv. 22 000 fullasttimmar). Därefter ges gröna certifikat.
Nya anläggningar 2000-2002
Fastpris ca. 0,33 DKK/kWh
0,10 DKK per kWh ges tills certifikat delas ut.
-Fastpris gäller 10 år. Dessutom gröna certifikat (min. 0,1 DKK).
Nya anläggningar 2003 och framåt
Marknadspris
-
-Ev. endast gröna certifikat 28 (0,1-0,27 DKK/kWh)
Anm.: Mittkurs i december 2000 var 116 SEK/DKK.
Dessutom ska vindkraftproducenter som inte klarar lånen för redan genomförda investeringar därför att stödförutsättningarna har ändrats få särskilt stöd.
För mycket små vindkraftsanläggningar, mindre än 100 kW, ges ett slags avvecklingsstöd. Om ägaren skrotar sin anläggning ges ett stöd på upp till 0,60 DKK/kWh (0,33 + 0,17 + 0,1) under 12 000 fullasttimmar för produktion från en helt ny anläggning. Skälet till avvecklingsstödet är att små anläggningar är väsentligt mindre effektiva.
28 Detta har ännu inte beslutats.
Principerna för stöd till elproduktion baserad på biomassa och biogas liknar de för vindkraft med skillnaden att lasttiden inte beaktas. Stöden till biobränsleeldade anläggningar är föremål för förhandlingar. Det gamla fastpriset är ca. 0,5 DKK/kWh och gäller under 10 år. Eventuellt ska dessa anläggningar också få gröna certifikat.
Ett avtal mellan staten och kraftbolagen diskuteras för närvarande. Ett förslag innebär att fem privata kraftanläggningar ska få ett fastpris om 30 öre/kWh plus VE-bevis samt 100 DKK per ton använd biomassa.
ÖVRIGT
Dagens skattesystem i Danmark innebär att bränslen som används för elproduktion inte beskattas. Däremot belastas elanvändning 29med både energi- och koldioxidskatt oavsett hur elen har producerats. Koldioxidskatten på 0,10 DKK/kWh ges som stöd till koldioxidfri elproduktion.
För ännu inte utvecklade och nya tekniker ges särskilda stöd. Etableringen av en marknad med gröna certifikat för in ett konkurrensmoment i utbyggnaden av förnybar energi. Stödsystemet med gröna certifikat som beskrivs i den danska elreformen är dock inte en ren marknadsmodell. Den kombinerar konkurrensen på bevismarknaden med andra element. Avsikten är att främja utvecklingen av tekniker som är nya eller ännu inte är helt mogna för marknaden.
Utöver det stöd som VE-bevishandeln ger finns det i systemet också investeringsstöd och särskilda avräkningsregler för småskaliga tekniker. Utvecklingen av elproduktion från biomassa, biogas och med solceller stöds genom anslag till forskning och utveckling samt med investeringsbidrag. Energistyrelsen överväger en nedtrappning från år 2003 av det garanterade elpriset på 0,5 DKK kWh, som gäller för dessa kraftslag. Detta ska göras i takt med att teknikerna blir kommersiellt bärkraftiga. I september 2000 godkände EU-kommissionen den danska elreformen inklusive stödsystemet med gröna certifikat. En detalj
29 Energiskatten återbetalas för industri och tjänstesektorn. Lätta processer betalar 90 procent av koldioxidskatten och tyngre betalar 25 procent av koldioxidskatten. Genom avtal med staten om energieffektivisering kan nedsättningar av koldioxidskatten medges. Energiintensiv industri kan genom dessa avtal komma att betala 3 procent av koldioxidskatten.
lämnades dock öppen. Det var förslaget om ett garanterat pris på 0,43 DKK/kWh (0,51 SEK/kWh) som under en övergångsperiod skulle ges till nya vindkraftsanläggningar.
I december 2000 beslutades om nya statsstödsbestämmelser för miljöskydd. Kommissionen har under våren prövat garantipriset till nya vindkraftsanläggningar i enlighet med de nya reglerna och i juli 2001 gett sitt godkännande.
KÄLLOR
Energistyrelsen, energi och miljöministeriets hemsida: http://www.ens.dk/index.asp
Utredning om gröna certifikat: http://www.ens.dk/Energireform/Notater/Ve_udredning.pdf http://www.ens.dk/Publikationer/VEUdredning_bilag.pdf http://www.ens.dk/Energireform/Gront_notater/Bilagb3.pdf http://www.ens.dk/Publikationer/organis_af_ve.pdf
Lagar om elmarknadsreformen och stöd till el från förnybara källor: http://www.ens.dk/Publikationer/online.htm# Love og bekendtgørelser oversat til engelsk
FINLAND
ELMARKNADEN
Genom en ny ellag från 1995 påbörjades avregleringen av elmarknaden i Finland. Sedan 1998 kan alla elkunder i Finland fritt välja leverantör utan särskilda krav på mätare. Den finska elmarknaden är fullt avreglerad. Det innebär även att vissa kundgrupper har möjlighet att välja grön el till ett pris som är ungefär 10 procent högre.
Elproduktionen uppgick år 1998 till 70 TWh, varav 22,4 TWh eller 32 procent kommer från förnybara källor. Av de förnybara källorna stod vattenkraften för 15 TWh eller drygt 66 procent och biomassa för 33 procent. Vindkraften uppgick under 1998 till 24 GWh. I Finland definieras torv som en långsamt förnybar energikälla.
Hösten 1999 antogs en handlingsplan för förnybara energikällor i Finland. Bakgrunden är Kyotoprotokollet och EU:s vitbok om förnybar energi. Enligt handlingsplanen ska andelen el från förnybara källor öka till 31 procent år 2010. Målsättningen för år 2010 är att ungefär 12 TWh ska komma från biomassa, knappt 14 TWh från vattenkraft och ungefär en 1 TWh från vindkraft.
När det gäller biomassa finns redan idag elproduktion inom industrin motsvarande drygt 6 TWh. Denna ska öka med 3–4 TWh och dessutom ska elproduktion från biomassa inom fjärrvärmesektorn öka. Det finns mål om en ytterligare kraftig ökning av biomassa för elproduktion fram till år 2025. Vidare har man satt upp mål för utbyggnad av vindkraft till ungefär 5 TWh år 2025. För vattenkraften finns mål för en ökning på 1–2 TWh på 10–25 års sikt.
Finland har idag inga planer på att införa stödsystem som bygger på gröna certifikat eller kvoter. Däremot följer man utvecklingen och staten delfinansierar ett antal finska företags deltagande i RECS. De finska formerna för stöd till el från förnybara energikällor är driftbidrag och investeringsstöd.
DRIFTBIDRAG
År 1997 genomfördes i Finland en omläggning av elbeskattningen från produktionsledet till konsumtionsledet. För att skydda konkurrenskraften för småskaliga elproducenter som använder biobränsle och andra förnybara energikällor, vind- och vattenkraft, fick dessa ett driftbidrag motsvarande endera av skattesatserna för elkonsumtion. Under 1998 infördes också driftbidrag för kraftproduktion, med en nominell effekt på högst 40 megavoltampere och som baseras på ved eller bränntorv. Skatterna har sedan införandet höjts och utgår år 2001 enligt tabellen nedan.
Tabell 2 . Energibidrag för år 2001, penni/kWh (öre/kWh).
Energibidrag till elproducenter Produktion från biomassa, torv* och vattenkraft och kraftvärme*
2,5 p/kWh (3,6 öre/kWh)
Produktion av vindkraft 4,1 p/kWh 6,0 öre/kWh) *Avser småskalig produktion
Sedan stödet till vindkraft höjdes har vindkraftproduktionen i Finland ökat, från 23 GWh år 1998 till 77 GWh år 2000.
INVESTERINGSSTÖD
Handels- och industriministeriet administrerar investeringsstöd till utvecklings- och investeringsprojekt som främjar energieffektivitet och användningen av förnybara energikällor eller minskar miljöförstörande utsläpp. För sådana investeringar medges bidrag med 15–40 procent av godkänt investeringsbelopp. Projekt som använder innovativa tekniker får större bidrag än sådana som baseras på traditionella metoder.
Anläggningar för vindkraft kan stödjas med maximalt 40 procent av godkända investeringskostnader. Normalt beviljas stöd motsvarande 30 procent av investeringen; för ny teknik beviljas 35 procent och för äldre teknik 28–30 procent.
Investeringsbidrag till elproduktion med biobränsle, småskalig vattenkraft och solel beviljas med högst 30 procent, där nyare teknik som regel ges 25 procent och äldre teknik beviljas 15–20 procents stöd av investeringskostnaden.
ITALIEN
ELMARKNADEN
Italiens avreglering av elmarknaden ligger i tid något före de krav som fastställdes i EU:s elmarknadsdirektiv. Kunder med en användning över 9 GWh kommer att få tillgång till en fri marknad och därmed själv kunna välja leverantör fr.o.m. den 1 januari 2002.
Den systemansvarige kan i Italien ge prioriterat nättillträde till el producerat av förnybara källor eller vid kraftvärmeanläggningar. El producerat genom kraftvärme har tillträde efter den gröna elen.
Nättillträde kan vägras på grund av kapacitetsbrist eller vid import där ömsesidighet i villkoren saknas. Regeringen planerar att införa nya regler som rör miljömässig och ekonomisk kompatibilitet vid import från tredje land.
Den totala elproduktionen i Italien år 1998 uppgick till knappt 260 TWh. Inom EU är Italien den fjärde största elproducenten efter Tyskland, Frankrike och Storbritannien. Elproduktionen var 1998 till 80 procent baserad på fossila bränslen. Samma år baserades 47 TWh eller 18 procent av Italiens elproduktion på vattenkraft och två procent kom från övriga förnybara källor. I fråga om geotermisk el är Italien EU:s i särklass största producent med drygt 4,2 TWh år 1998 30. El baserad på biomassa stod för 1 200 GWh år 1998. Italiens större satsningar på vindkraft har gjorts under senare delen av 1990-talet. År 1996 producerades 33 GWh och år 1998 uppgick produktionen till 232 GWh.
Andelen el från förnybara källor i relation till den totala elproduktionen har minskat sedan 1985 då 25 procent av elen baserades på dessa källor. Detta beror på att den totala elproduktionen ökat med 40 procent under samma tid och de fossilbaserade teknologierna har ökat i större utsträckning än de förnybara.
STÖDSYSTEMET
Lagstiftningen för ett stödsystem för el baserad på förnybara källor genom certifikat infördes i mars 1999 och tillämpas fr.o.m. den 1 januari 2001 31. Producenter och importörer av el från icke förnybara källor är fr.o.m. år 2002 förpliktigade att leverera en minimikvot el baserad på förnybara källor. Kvoten ska vara 2 procent av föregående års effektiva elproduktion och import baserad på konventionella energikällor. Kraven gäller anläggningar som producerar eller importerar mer än 100 GWh, exklusive kraftvärme, export samt el för eget bruk. Antalet anläggningar som kommer att vara kvotpliktiga uppskattas till några tiotal.
Enligt italiensk lag räknas solel, vindkraft, all vattenkraft oavsett effektstorlek, geotermisk el, tidvatten- och vågkraft, biogrödor, organiskt- och icke-organiskt avfall som förnybara energikällor. El
30 Vid sidan av Italien är Portugal det enda EU-landet som producerar geotermisk el, 58 GWh 1998.31 Förordning enligt artikel 11:5 i nummer 79/99.
från kraftvärmeanläggningar ingår om den primära energikällan kan definieras enligt ovan.
De anläggningar som godtas för stöd genom certifikatsystemet måste ha tagits i drift efter den 1 april 1999. Detta innebär:
Nya anläggningar
Anläggningar som existerat i minst fem år, på vilka förändringar för att öka energiproduktionen är gjorda efter den 1 april 1999. Endast nytillskottet i produktionen räknas.
Anläggningar äldre än 10 år som har blivit ombyggda så att huvudkomponenterna har bytts ut efter ovanstående datum, t.ex. ett vindkraftverk med utbytt turbin, generator och växellåda.
Anläggningar som stängts men åter tagits i bruk efter den1 april 1999, efter en avställningsperiod på minst fem år.
Existerande konventionella värmeverk där en utökad produktion erhålls genom användning eller tillsats av biomassa och avfallsbränsle.
Anläggningar där både konventionella och förnybara bränslen används, begränsat till den del av elproduktionen som är baserad på förnybara bränslen.
Regeringen uppskattar att antalet aktörer som bjuder ut el från förnybara källor på marknaden kan komma att uppgå till ett hundratal.
Producenter av el från förnybara energikällor måste godkännas av den systemansvarige nationella stamnätsoperatören Gestore della Rete di Transmissione Nazionale, GRTN. Producenterna lämnar in en ansökan med detaljerad information om produktionsteknologi som gör det möjligt för nätoperatören att kontrollera producenten. Certifieringsförfarandet måste godkännas av industriministeriet.
Stödet i form av säljbara certifikat kan endast utfärdas till enskilda producenter under åtta år. Enligt nuvarande planer ska inga ytterligare stöd ges efter denna period.
KVOTEN
Andelen el från förnybara källor som producenter och importörer ska vara förpliktigade att leverera bestäms utifrån en italiensk vitbok om förnybar energi från 1999. Dessutom bestäms andelen utifrån utvecklingen av projekt utifrån stödsystemet med fasta tillförseltariffer för förnybar el, se nedan. Kvoten ska vara 2 procent
av föregående års effektiva elproduktion och import baserad på konventionella energikällor.
EU:s vitbok om förnybara energikällor innehåller målet att el baserad på förny-bara energikällor ska stå för 76 TWh år 2010. Detta kan jämföras med de 50 TWh som producerades från förnybara källor år 1999. Installerad effekt ska ökas från 17 100 MW år 1997 till 24 700 MW för perioden 2008–2012.
Eftersom plikten att mata in el från förnybara källor på nätet relateras till den fossilbaserade produktionen året innan, följer kvoten ändringar i produktionen. En ökning av den traditionella elproduktionen leder alltså automatiskt till att produktionen av förnybar el också måste öka.
Kvoten kan komma att höjas bland annat beroende på åtaganden enligt Kyotoprotokollet. Beslut om ändring av kvoten tas av industriministeriet.
CERTIFIKAT
GRTN utfärdar gröna certifikat till producenter som baserar sin elproduktion på förnybara källor. Antalet certifikat som utfärdas motsvarar föregående års produktion av el från förnybara källor och delas ut 30 dagar efter det att producenten lämnat in en deklaration om hur mycket el från förnybara källor som då producerades. Elproduktionen avrundas till närmaste hundratal kilowattimmar. Certifikaten ställs ut på årsbasis med en storlek om minst 100 MWh.
Det existerar inget direkt lånesystem för certifikat i Italien eftersom de gröna certifikaten utfärdas i relation till föregående års produktion och inte då den aktuella elproduktionen faktiskt sker. I stället kan producenterna, om de förväntar sig att produktionen kommer att öka, ansöka om ytterligare certifikat under innevarande eller nästkommande år. För detta krävs en teknisk presentation och finansiella garantier. Om den aktuella produktionen blir lägre än värdet av de gröna certifikaten ska producenten lämna tillbaka överskottet av certifikat. Om certifikaten redan är sålda ska GRTN hålla inne certifikat från andra anläggningar ägda av samma producent, under innevarande år. Om inga certifikat finns att tillgå ska kompensation ske under de nästkommande två åren.
Gröna certifikat kan också utfärdas till anläggningar som ännu inte är i drift. För detta krävs att de har byggnads- och nättillstånd
samt att de kan ge tekniska och ekonomiska garantier motsvarande den förväntade elproduktionen. En teknisk garanti kan innebära att producenten äger andra anläggningar som kan producera motsvarande mängd el från förnybara källor om inte den nya anläggningen tas i drift.
Produktionsanläggningar för el från förnybara källor är berättigade till certifikat varje år under åtta år, varefter detta stödsystem avslutas för den enskilda anläggningen.
Systemansvarige har laglig rätt att inspektera såväl anläggningar i drift som anläggningar som ännu inte startats.
För att kompensera för fluktuationer i produktionen kan systemansvarige utfärda gröna certifikat som inte hänförs till någon faktisk anläggning. Systemansvarige måste kompensera för dessa certifikat inom en treårsperiod, genom att köpa upp och annullera certifikat som hänförs till anläggningar i drift. Priset på dessa certifikat är fastlagt (se nedan) och följer inte marknadspriset på övriga certifikat.
Certifikaten kommer endast att gälla el från förnybara källor. De kommer att ha individuella identifikationsnummer och ge information om producent, produktions-anläggning, storlek och produktionsperiod. Däremot kommer det inte att framgå vilken form av förnybar källa som är upphov till certifikatet.
Kvotpliktiga producenter
Producenter och importörer som enligt lagen är förpliktigade att mata in minst två procent av föregående års fossilbaserade elproduktion på nätet, kan välja att uppfylla plikten på två sätt. Dels genom att själv producera eller importera el från förnybara källor, dels genom att inhandla gröna certifikat i motsvarande mängd från producenter av förnybar el.
Det finns inga krav på leverantörer eller konsumenter att köpa förnybar el. Leverantörerna har vare sig incitament eller krav på sig att särskilja el från förnybara källor. Emellertid kan leverantören sätta någon form av grönt pris på el från förnybara källor om de levererar sådan el.
HANDEL MED CERTIFIKAT
Takpris
GRTN äger själv vissa certifikat. Dessa har utfärdats till anläggningar som redan mottar stöd genom fasta tillförseltariffer enligt ett tidigare stödsystem 32, se nedan. Certifikaten tilldelas emellertid ett fast pris istället för att bestämmas av marknaden. Det fasta priset kommer att fungera som ett referens- eller takpris för gröna certifikat och ska baseras på de kostnader som uppstår genom stödet med fasta tillförseltariffer.
Detta referenspris beräknas som skillnaden mellan de genomsnittliga fasta tarifferna som utbetalats och de genomsnittliga intäkterna från försäljningen av motsvarande el. Även de certifikat som inte kan hänföras till någon specifik anläggning, utan som utfärdas för att balansera för t.ex. väderlek, kommer att ges detta pris.
Var sker handeln?
Elen som produceras genom förnybara källor säljs genom elbörsen och har prioriterat tillträde till nätet. Försäljningen av elen och certifikaten sker helt åtskild. Gröna certifikat kan handlas via en marknadsplats som GRTN organiserar eller via bilaterala kontrakt mellan de producenter som måste uppfylla tvåprocentskvoten. Handel förväntas också förekomma genom utomstående aktörer.
Det finns ingen plikt enligt lag för producenterna att meddela någon myndighet att handel ägt rum.
Inlösen av certifikat
Från och med 2003 ska anläggningar som ska uppfylla tvåprocentskvoten lämna in sina innehav av certifikat till GRTN varpå dessa annulleras. Inlösen ska ske den 31 mars varje år.
32 Cip 6/92.
Sanktionsmöjligheter
Om inte de kvotpliktiga klarar sitt åtagande utfärdar reglermyndigheten för el och gas 33 ett meddelande om detta. Producenten eller importören i fråga måste inom 30 dagar köpa in underskottet av certifikat eller använda ett eventuellt överskott av certifikat från föregående år och lämna in dessa till nätmyndigheten. Om detta inte sker ska anläggningens tillträde till elmarknaden och elbörsen begränsas. Reglerna för hur detta ska gå till ses över för närvarande.
Handel med andra länder
Anläggningar som måste klara tvåprocentskravet kan importera el från förnybara källor från andra länder, men den utländska anläggningen måste ha tagits i drift efter den 1 april 1999 och vara lokaliserad i ett land med motsvarande åtgärdsprogram för att främja och stimulera förnybara källor. Åtgärderna i exportlandet ska vara baserade på marknadsinstrument och ställa likvärdiga krav på elproduktionsanläggningar baserade på förnybar energi som ställs i Italien. Import av certifikat får endast göras i samband med motsvarande mängd import av el från förnybara källor.
KOMPLETTERANDE STÖDSYSTEM OCH ÖVERGÅNG
Det finns inga andra statliga stöd för att främja förnybar elproduktion utöver certifikatsystemet, eller för att främja användning av förnybar el. Däremot är det tillåtet för regionala organ att främja grön elproduktion genom olika stödformer. Från och med 2001 är frågor om stöd till förnybara energikällor, förutom gröna certifikat, delegerade till regionerna. Vissa fondmedel ska skötas av regionerna genom anbudsförfarande.
Vissa teknologier anses inte ha möjlighet att klara konkurrenssituationen med stöd av endast gröna certifikat. Det finns då juridiska möjligheter att ge ytterligare finansiella incitament exempelvis ska ett program för solcellsanläggningar för tak påbörjas under 2001, där stöd ges till solcellsanläggningar upp till 20 kW
P
. Dessa ska fungera parallellt med det övriga elnätet. Offentliga
33 L’Autorità per l’Energia Elettria e il Gas.
och privata anläggningar kan få upp till 75 procent av investeringskostnaderna 34.
Stöd genom fasta tillförseltariffer – Cip 6/92
I början av 1990-talet infördes stöd i form av fasta tillförseltariffer för enskilda produktionsteknologier som baseras på förnybar energi. Fram till mitten av 1995 hade omkring 3 800 MW godkänts för stöd. Tillförseltarifferna ska emellertid avvecklas under en bestämd tidsperiod och en övergångslösning till det nya certifikatsystemet har införts. Anläggningar som godkänts för fasta tillförseltariffer och startar efter den 1 april 1999 är berättigade till gröna certifikat, men certifikaten ägs av nätoperatören som säljer dem på marknaden till ett fast pris. Fortfarande är en stor andel av anläggningarna som godkänts, med en kapacitet på drygt 2 000 MW, ännu inte i drift.
KÄLLOR
Minimum Quota Obligation and Tradable Green Certificates: the New Italian Mechanism Incentivating Electricity from Renewables – Luciano Barra, Italian Ministry of Industry
Utdrag ur ellagen: Unofficial Draft translation of Decree as per article 11, section 5, of Legislative Decree no 79/99
NEDERLÄNDERNA
ELMARKNADEN
Nederländernas elmarknad ska enligt ellagen från 1998 vara avreglerad senast 2007. Enligt lagen kan datumet emellertid tidigareläggas. Beslut har tagits att marknaden ska öppnas för medelstora användare från 2002 och att den ska vara helt öppen även för små användare fr.o.m. 2004. Regeringen diskuterar att tidigarelägga startdatumet för små användare ytterligare ett år.
34 Enligt ENDS Environment Daily har fondmedel om 1 miljard Euro under åtta år öronmärkts för utveckling av solceller genom detta program.
Marknaden för el från förnybara energikällor kommer att öppnas i två steg och tidigare än den övriga marknaden. Från den 1 april 2001 kan mindre användare av el från förnybara källor, såsom små och medelstora företag samt hushåll 35, byta leverantör. Från den 1 juli 2001 kan de ingå kontrakt och påbörja leveranser med en ny licensierad leverantör och från 2002 kan kunderna även få leveranser från icke- licensierade leverantörer.
Från den 1 januari 2002 ska marknaden för förnybar el alltså vara helt öppen. Detta innebär att alla leverantörer av förnybar el kommer att bli ansvariga för både den fysiska elleveransen och att inhandla en tillräcklig mängd gröna certifikat som bevisar att de köpt motsvarande mängd el från förnybara källor. Ansvaret gäller emellertid bara om leverantören är med i det frivilliga certifikatsystemet.
Från samma datum kommer den gamla lagen upphöra som förbinder licensierade leverantörer att leverera el till icke-berättigade kunder 36 när det gäller el från förnybara energikällor.
Under år 2001 kommer regeringen också att ta beslut om huruvida ett småskaligt licenssystem ska införas fr.o.m. 2002. En anledning är att det anses nödvändigt för att garantera ett säkert skydd för konsumenter som köper el från förnybara källor.
Det nederländska certifikatsystemet är baserat på ellagen från 1998. En grund läggs här för en sekundär lagstiftning där det finns beskrivet hur mängden grön el som tillförs nätet ska mätas och hur det ska verifieras att el kommer från förnybara källor. Även lagstiftningen om miljöskatt berörs.
Den gröna elen har inte prioriterat tillträde till nätet. Däremot finns ett garanterat tillträde till nätet i så måtto att elleverantören måste acceptera erbjudande om elleverans från en mindre produktionsanläggning av grön el. Denna garanti försvinner från 2002.
Nederländernas totala elproduktion var 90,9 TWh år 1998. Samma år kom 3,9 TWh eller 4,2 procent av elen från förnybara källor. Dessutom producerades 3120 GWh el baserad på biobränsle, vilket framför allt bestod av avfall, 640 GWh vindkraft och 106
35 Stora energianvändare har kunnat agera på en fri marknad sedan 1998, även för fossilbaserad el. Hela den fossilbaserade elmarknaden ska liberaliseras i två steg: fr.o.m. 2002 ska medelstora användare (framför allt små och medelstora företag) fritt kunna välja leverantör och fr.o.m. 2002 eller 2003 ska detta gälla även små användare.36 En icke-berättigad kund är inte fri att själv välja leverantör utan får elleveranser via en licensierad leverantör som har rätt att leverera el till denna kundkategori inom ett visst geografiskt område. En icke-berättigad kund har garanterade leveranser av el och ett fastlagt elpris.
GWh vattenkraft. Utöver detta består den förnybara kapaciteten av 10 megawattpeak (MWp) i solceller som är nätanslutet och ungefär 1 MWp som inte är anslutet till något nät.
STÖDSYSTEMET
Det nederländska systemet med gröna certifikat är frivilligt och sammankopplat med skattesystemets undantag från elskatt för el baserad på förnybara energikällor. Efter den 1 juli 2001 kommer elleverantörerna att få skatteundantag för el från förnybara källor endast om de kan uppvisa motsvarande mängd gröna certifikat.
Kraftslag som omfattas av systemet med gröna certifikat
De kraftslag som är berättigade till stöd är vattenkraft upp till 15 MW, vindkraft och solel samt biomassa som används utan tillskott av andra bränslen eller syntetiska material. Definitionen på biomassa är ännu inte klar. Någon åldersgräns för produktionsanläggningar finns inte.
Det finns ingen direkt certifiering av produktionsanläggningar i Nederländerna. Den systemansvarige stamnätsoperatören, TenneT, ska ställa upp kriterier för produktionsanläggningarna men det huvudsakliga ansvaret ligger på producenterna själva.
Kontroll av att producenterna verkligen genererar el som baseras på förnybara källor görs t.ex. genom platsbesök och kontroll av bokföring m.m.
Den lokala nätoperatören måste mäta elproduktionen från de medverkande producenterna och producenten måste vid varje tillfälle deklarera hur mycket av elproduktionen som baserats på just förnybara källor. Producentens uppgifter om hur mycket grön el som producerats måste kunna bevisas genom dess administration som i sin tur kan bli föremål för inspektion. Den lokala nätoperatörens registrering av produktionen och skattemyndighetens tillvägagångssätt för kontroll är också utarbetade för att överensstämma.
KVOTEN
Eftersom systemet i Nederländerna är frivilligt finns ingen kvot eller kvotplikt. Målsättning är att 5 procent av eltillförseln ska baseras på förnybara energikällor år 2010 och 10 procent år 2020. Om det visar sig att det frivilliga certifikatsystemet inte bidrar till att tillräcklig kapacitet från förnybara källor installeras ska finansministeriet vidta ytterligare åtgärder.
Nederländerna har satt upp ett mål för att öka andelen el producerad av solceller till 250 MW
P
år 2007 och 1 450 MW
P
år
2020. Målet för 2007 utgör en del av en överenskommelse med marknadsparterna som ännu inte är undertecknad och där parterna anser att regeringens anslag bör höjas för att målet ska kunna uppnås.
CERTIFIKAT
De lokala nätoperatörerna är ansvariga för att mäta hur mycket el baserad på förnybara källor som producenterna tillför nätet. Denna information vidarebefordras till TenneT, som i sin tur ansvarar för ett elektroniskt system för certifikat och bokför leveranser av grön el på öppnade certifikatkonton för respektive producent. När kontot uppnått en kredit av exempelvis 1 MWh utfärdar TenneT ett certifikat på kontot.
Minimistorleken på ett certifikat är 1 MWh, medan den maximala storleken beror på producentens kapacitet. Producenterna kan själva välja storlek. Stora elproducenter kan exempelvis välja större certifikat än enskilda producenter av vindkraft. Certifikaten kan också delas upp, så länge de inte blir mindre än 1 MWh.
Ett certifikat har en livslängd på ett år. Under denna tid kan det säljas, köpas och återlämnas till skattemyndigheten men inte sparas under längre tid. Certifikaten upphör att gälla automatiskt ett år efter att de utfärdats eller när leverantören, innan dess, överför certifikaten till skattemyndighetens konto.
Certifikaten numreras och kan därigenom spåras tillbaka till sitt ursprung. Varje certifikat kodas så att det kan utläsas hur elen har producerats. Det individuella numret och koden följer registreringen av certifikaten så att det kan utläsas vilken väg certifikatet följt fram till skattemyndigheten som är dess slutstation.
Producentens perspektiv
Producenten har två varor att sälja oberoende av varandra, den gröna elen och certifikaten. Leveransen av den förnybara elen kommer att anta samma pris som priset för traditionell el, medan priset för certifikatet kommer att sättas av certifikatmarknaden.
Producenten måste öppna ett konto hos TenneT där certifikaten kan registreras. Dessutom ska producenten begära en grundläggande mätning av producerad el från förnybara källor hos den lokala nätoperatören, varefter räkneverket nollställs. Sedan sker mätningen periodvis.
Elleverantörens perspektiv
Elleverantörerna har flera motiv till att sälja el från förnybara källor. Miljöargument kan användas för att marknadsföra företaget och bidra till att öka konkurrenskraften i förhållande till andra leverantörer.
I Nederländerna betalar slutanvändarna skatt på användningen av fossilbaserad el med 12,2 cts/kWh (48 öre/kWh) år 2001. Elleverantörerna är skyldiga att betala in skatten för elleveranserna till skattemyndigheterna och överför kostnaden på kunderna.
Elskatt utgår inte för el från förnybara källor. För att slippa betala skatt för den levererade gröna elen fr.o.m. juli 2001, måste leverantören köpa och lämna in gröna certifikat i motsvarande mängd till skattemyndigheten, varvid certifikaten annulleras. Inlämnandet sker genom att leverantören överför ett antal certifikat från sitt eget konto till skattemyndighetens.
Slutanvändarnas perspektiv
Slutanvändarna efterfrågar grön el eftersom slutpriset inte belastas med elskatt samt därför att de genom att välja grön el fritt kan välja elleverantör. De behöver då inte vara knutna till en licensierad leverantör. De kan välja att köpa 100 procent el från förnybara källor, vilket kan ske genom en ny licensierad leverantör från juli 2001 eller en ny icke-licensierad leverantör fr.o.m. 2002.
Slutanvändaren lider ingen risk att bli utan elleveranser. Enligt ellagen från 1998 har konsumenten fortfarande rätt att när som helst återgå till sin tidigare licensierade leverantör, exempelvis om
producenten av grön el går i konkurs eller bryter kontraktet. Denna garanti gäller fram till den 1 januari 2002.
HANDEL MED CERTIFIKAT
Det finns inga bestämmelser om minimi- eller maximipriser i Nederländerna. Däremot sätter skattelättnaden för el från förnybara källor en form av referenspris för leverantörerna.
TenneT ansvarar för den bilaterala handelsplatsen med certifikat där förutom producenterna också leverantörer och utomstående aktörer kan öppna konton samt köpa och sälja certifikat. Handeln sker bilateralt och en producent som säljer ett certifikat för över certifikatet från sitt eget konto till köparens konto. Systemet påminner om banktjänster via telefon: alla aktörer med konton har direkt tillträde till systemet och kan genomföra transaktioner från sina egna konton till kontot hos den som vill köpa ett certifikat. Överföringen registreras i systemet. Endast certifikat kan överföras genom systemet. De finansiella transaktionerna sker utanför handelsplatsen för certifikat.
Aktörer som själva inte producerar eller distribuerar el är välkomna att medverka i handeln och kan köpa certifikat från producenter, leverantörer eller andra mäklare och sälja dem vidare till någon som är i behov av certifikat. ”Certifikatbanken” registrerar överföringen. Staten kommer inte att ta initiativ till att öppna en eventuell börs utan detta överlåts åt marknaden.
Kontroll av systemet
Flera aktörer är inbegripna i kontrollen av systemet.
TenneT kontrollerar handelssystemet. Endast producenter som producerar grön el kan öppna ett konto. Övervakning kan ske genom platsbesök eller kontroller av bokföringen.
Skattemyndigheten övervakar att inga skattebedrägerier sker genom att kontrollera att elleverantören verkligen sålt grön el till slutanvändarna och genom att kontrollera att antalet certifikat överensstämmer med försäljningen av grön el.
Den lokala nätoperatören mäter kvantiteten grön el som tillförs nätet. Producenten måste meddela vid mätningen hur mycket el som kommer från förnybara källor. För biomassa varierar det hur
mycket som räknas som grön el. Mängden grön el som angetts måste kunna verifieras av producentens administration, som i sin tur kan bli föremål för inspektion.
Om reglerna brutits kan aktören bli utestängd från systemet eller bli åtalad för skattebedrägeri. En annan möjlighet är att dra tillbaka leverantörernas licenser. Detaljerna för detta är ännu inte klara.
Transaktionskostnader
Några beräkningar kring de totala transaktionskostnaderna för certifikatsystemet finns ännu inte att tillgå. Men det är beslutat att kostnaderna för administration av certifikatsystemet ska läggas på de inblandade parterna. Exempelvis kommer mätningskostnaderna att faktureras de individuella producenter som levererar el från förnybara källor till nätet. Kostnaderna för TenneT att registrera handeln etc. ska delas mellan användarna av systemet. Leverantörerna har själva beslutat att kostnaderna för att byta leverantör ska hänföras till de nya leverantörerna. En avgift på 50 NLG (196 SEK) per leverantörsbyte kommer att tas ut.
Import och export av certifikat
Systemet med gröna certifikat kommer att vara ett nationellt system. Men el som producerats från förnybara källor i ett annat land är också berättigad till nederländska gröna certifikat och det är möjligt för utländska producenter av grön el att, fr.o.m. 2002, öppna ett nederländskt konto för certifikat. Importen av såväl el som certifikat kommer emellertid att vara föremål för vissa restriktioner. Importen ska följa den nederländska ellagstiftningen samt lagen om miljöbeskattning. Det ska också kunna visas att elen inte redan har sålts i producentlandet såsom el från förnybara källor och att den faktiskt importerats. Vissa uppgifter ska lämnas från producentens sida. Dessa innebär:
Uppgifter från en officiell nätoperatör som intygar att elen har producerats på ett sätt som följer den nederländska definitionen på el från förnybara källor i ellagen.
Uppgifter från samma nätoperatör som visar hur mycket el från förnybara källor som matats in på nätet.
En försäkran från importören att den el, för vilken gröna certifikat ska utfärdas, inte har sålts till någon annan part som el från förnybara källor.
En försäkran som visar att elen i fråga inte har mottagit någon subvention eller fiskal förmån.
Dessutom måste importören också ha mottagit en importkvot som använts för import av den mängd el som det begärs certifikat för. Detta innebär att importören måste bevisa att han köpt utrymme på elnätet för att kunna transportera en viss mängd el över gränsen. Därmed ska importören styrka att elen rent fysiskt har transporterats till Nederländerna och inte bara är en transaktion på papperet. Genom detta förfarande vill man minska risken för att skattefördelarna med systemet utnyttjas på ett otillåtet sätt.
Om dessa förutsättningar är tillgodosedda kommer importörens konto att tilldelas certifikat, vilka sedan kan säljas eller användas som bevis för att få skatteundantag för motsvarande mängd levererad el från förnybara källor.
Förutsättningarna måste också granskas utifrån EG-rättsliga regler. Under 2001 kommer den nederländska regeringen också att utföra fler analyser av de internationella aspekterna av gröna certifikat och ändringar kan bli aktuella.
KOMPLETTERANDE STÖDSYSTEM OCH ÖVERGÅNG
Elleverantörerna betalar skatt för leveranserna av traditionellt producerad el, på 12,2 cts/kWh (48 öre). Men istället för att betala hela summan till skattemyndigheten kan leverantören välja att överföra en del av skatteinbetalningen till en producent av grön el. Leverantören får maximalt betala en sådan producent 4,2 cts/kWh (16,5 öre/kWh) för den mängd grön el som levereras. Detta förfaringssätt kommer att fortsätta även under certifikatsystemet.
Förutom skatteavdragen för el från förnybara källor finns även en obligatorisk tillförseltariff på 7,2 cts/kWh (28,3 öre/kWh) som betalas av leverantörerna för varje producerad kilowattimme som tillförs nätet. Denna kommer att finnas kvar då certifikatsystemet införs, men regeringen diskuterar om den ska dras in, samt hur tariffen ska behandlas i samband med import av grön el.
Det kommer i princip inte att tillåtas att projekt mottar stöd från både certifikatsystemet och andra stödsystem samtidigt och att de
på så sätt får dubbelt stöd. Projekt som fått eller kommer att få stöd genom den nederländska miljöaktionsplanen för inhemska energidistributionsföretag, MAP, kommer inte samtidigt att få tillgång till certifikatsystemet. Tilldelade medel från MAP kommer således att återkallas om producenten samtidigt tilldelas certifikat för el baserad på förnybara källor. Detta gäller emellertid inte stöd genom så kallade gröna investeringar. EIA 37 och VAMIL 38, se nedan, är generella skatteåtgärder som får användas samtidigt med medverkan i certifikatsystemet.
Genom en grön investeringsfond kan banker utfärda lån för finansiering av miljöanpassade projekt, däribland elproduktion baserad på förnybara källor, till lägre ränta än standardlånen (1–3 procent lägre). Incitament till sparande i fonden ges genom att räntor och återbäring från investeringar i fonden är undantagna från inkomstskatt för privatpersoner och företag. För närvarande har samtliga nederländska banker någon form av gröna investeringsfonder.
Påskyndande avskrivningstakt för miljöinvesteringar, VAMIL , ger beskattningsfördelar till företag som investerar i miljöanpassade produktionssätt. Produktionstillgångar som är av intresse för miljön och för en effektiv användning av energi (till detta räknas el från förnybara källor), kan skrivas av på det sätt som bäst passar företaget vid dess företagsbeskattning. Detta är till gagn för företagens ränte- och likviditetssituation. Stödet har funnits sedan början av 1990-talet. Över 100 produktionstillgångar som kvalificerar för stödet finns med på en lista som uppdateras årligen. De flesta av dessa teknologier kan även få stöd i form av skattelättnad (se nedan) och därigenom få en dubbel fördel. Tillsammans ger
VAMIL och EIA en subvention på mellan 25–30 procent av investeringskostnaden.
Skattelättnader för energiinvesteringar , EIA, ska främja företags investeringar i energieffektiviseringsåtgärder inom produktion och förnybara energikällor och gäller också investeringar i elproduktionsteknologi baserad på förnybara källor. Genom EIA ges möjlighet till extra avdrag om 55 procent från företagens vinst vid företags- och inkomstbeskattning. Stödsystemet påbörjades i mitten av 1990-talet. Nettosubventionen av detta stödsystem beräknas till ca. 20 procent.
37 Energie Investeringsaftrek38 Vervroegde Afschrijring Milieu-Investering Regeling
Stöd till icke vinstdrivande verksamhet
Många företag och verksamheter kan inte nyttja stöden som finns genom skattelättnaderna eftersom de inte är drivs av vinstsyfte. Till dessa verksamheter ges därför stöd till investeringar i vindkraft. Stödet utgår med mellan 14,5 och 18,5 procent av investeringskostnaden. De högsta procentuella stöden ges till vindkraftsanläggningar med de lägsta kostnaderna. Stödet minskas stegvis i takt med investeringskostnadernas höjd.
Stöd till solceller
Investeringar i solcellsanläggningar för hushåll subventioneras med 7,5 NLg/Wp (29,50 kr/Wp) vilket motsvarar ungefär 50 procent av investeringskostnaden.
Stöd till koldioxidreducerande verksamheter
Sedan andra hälften av 1990-talet finns stöd till koldioxidreducerande verksamheter, däribland till elproduktion som baseras på förnybara källor. Ett stöd om maximalt 45 procent av investeringskostnaden ges till verksamheter som genom ett anbudsförfarande rankas efter sin kostnadseffektivitet. Ett uppställt krav är att teknologin maximalt får kosta mellan 20 och 30 NLG per reducerat ton koldioxid (78–118 kr/reducerat ton koldioxid). Endast ett mycket begränsat antal projekt kan erhålla denna form av stöd, exempelvis stora vindkraftparker belägna långt från anslutningspunkter till elnätet.
Förnybar energi i Nederländerna
Detta stödprogram är inriktat på demonstrationsprojekt, forskning och utveckling och marknadsintroduktion av förnybar energi. Projekten väljs ut genom ett anbudssystem där ett av de uppställda kriterierna är kostnadseffektivitet. Programmet har en budget på ca. 60 miljoner NLG per år (drygt 235 miljoner kr).
Övergång till avreglerad marknad
Kravet på licensierade leverantörer att acceptera erbjudande av köp av el från icke-berättigade kunder som samtidigt producerar el 39, kommer att upphöra i januari 2002 då det gäller el från förnybara källor. Samtidigt försvinner kravet på de licensierade leverantörerna att kunna leverera el till kunder som valt en annan leverantörs tjänster för leverans av el från förnybara källor.
År 2002 kan även andra leverantörer än de licensierade börja leverera el från förnybara källor till kunder. Men de kan redan från april 2001 öppna ett konto hos TenneT och därefter söka kunder. Från 2002 blir de nya leverantörerna också ansvariga för leveranserna till sina kunder samt skyldiga att betala elskatt.
Vad säger EU-kommissionen?
Den nederländska regeringen förutsätter att certifikatsystemet som införs inte behöver något godkännande av EU-kommissionen. Emellertid anser regeringen att denna situation kan komma att ändras om exempelvis systemet blir obligatoriskt och certifiering av produktionsteknologierna införs.
EU-kommissionen å sin sida ser för närvarande över de nederländska reglerna för skattebefrielse för el från förnybara källor, för att avgöra om det kan utgöra en form av statsstöd. Kommissionens undersökning gäller inte certifikatsystemet, utan skattebefrielsen generellt.”
KÄLLOR
Development of green energy market in the Netherlands and the contribution of bioenergy, K.W.Kwant, Ir., C.van Leenders, Dr, NOVEM, Netherlands agency for Energy and the Environment: http://www.ens.dk/Energireform/Gront_notater/NL_green_ market.pdf –
A system of green certificates - final report, Project number 2663, KPMG Economic Research and Policy Consulting, Hoofdorf,
39 exempelvis ett lantbruk med en vindkraftanläggning
October 1999, Commissioned by Ministry for Economic Affairs, Directorate-General for Energy – Electricity Department,
Brev från finansministern till parlamentet den 8 mars 2001 angående framstegen för en liberalisering av elmarknaden för el baserad på förnybara energikällor. http://www.ez.nl/upload/docs/kamerbrieven/pdfdocumenten/01013453-vtk.pdf http://www.ez.nl/upload/docs/kamerbrieven/pdfdocumenten/01013453-vtk.pdf
NORGE
ELMARKNADEN
Den norska elmarknaden avreglerades redan 1991 genom en omläggning av ellagstiftningen. Denna öppnade för att såväl näringslivskunder som hushåll fritt kan välja elleverantör.
Alla elproduktionsanläggningar oavsett teknologi har samma tillträde till nätet i Norge, men anläggningar under 1 MW har en lägre anslutningsavgift.
I Norge finns idag inga konkreta planer på att införa något stödsystem till el från förnybara källor som bygger på någon form av gröna certifikat eller kvoter. Men Stortinget har uppdragit åt regeringen att utreda möjligheterna att införa en certifikatmarknad för både el- och värmeproduktion baserat på förnybara källor.
Stortinget tog i mars 2001 beslut om en omorganisation av administrationen för stöd från förnybara energikällor, vilken ska behandlas nedan.
Norges elproduktion består nästan uteslutande av vattenkraft. År 1998 uppgick Norges totala elproduktion till närmare 117 TWh varav 116 TWh var vattenkraft. Under år 1998 svarade de sammanlagda förnybara energikällorna för 99,6 procent av den totala elproduktionen år 1998. Sedan 1995 har Norge också använt biomassa till elproduktion och år 1998 producerades 296 GWh el från biomassa. Dessutom finns sedan 1993 en mindre produktion av vindkraft och år 1998 uppgick den till 7 GWh.
MÅLSÄTTNING
Stortinget har satt upp mål för att uppnå följande.
Begränsa energianvändningen väsentligt mer än vid en fortsatt utveckling av dagens förhållanden.
Före år 2010 använda 4 TWh mer vattenburen värme årligen som ska vara baserad på förnybara energikällor, värmepumpar och spillvärme. Den nuvarande användningen av vattenburen värme från dessa källor är mycket begränsad. Att kvantifiera denna målsättning är en nyhet inom norsk energipolitik. Åtgärden syftar till att minska användningen av direktelvärme.
Före år 2010 ska vindkraft producera 3 TWh per år.
DAGENS ORGANISATION OCH STÖD:
Stöd till förnybara energikällor sker idag huvudsakligen på två sätt: dels statliga investeringsstöd administrerade av Norges Vassdragoch energidirektorat, NVE, och dels informations och energi- och elsparverksamhet (”enök”) som åligger eldistributörerna.
För närvarande beviljar den norska staten genom NVE anslag om sammanlagt 300 miljoner NOK till dessa stöd. Investeringsstöd ges till bioenergi, vindkraft och spillvärmeanvändning, oberoende av teknologi. NVE samlar in ansökningar på årsbasis och väljer ut projekt som beviljas stöd utifrån antal producerade kWh per stödkrona.
I Norge ges även investeringsbidrag till vindkraft. Investeringsbidraget får uppgå till högst 25 procent av godkänd investeringskostnad, som är maximerad till 8 000 NOK/kW. Anläggningen måste ha en effekt större än 500 kW och ingå i en anläggning med en samlad effekt större än 1 500 kW. Förutom investeringsstödet är vindkraften, tillsammans med bland annat småskalig vattenkraft (mini- och mikrokraftverk) befriad från investeringsavgift, som beräknas vara 7 procent av investeringsbeloppet. Dessutom gäller för vindkraftproducenter att de mottar ett driftsstöd som motsvarar 50 procent av skatten på el, dvs. 5,65 N öre per kWh för år 2001. För detta produktionsstöd gäller samma storlekskriterier som för investeringsstödet. Produktionsstödet beräknades uppgå till 1,5 milj. NOK 1999.
Elleverantörerna är enligt lag skyldiga att utöva ”enök”, dvs. i praktiken energibesparingsåtgärder åt sina kunder. Lagen är
formulerad så att det ställs krav på energiföretagen att ge information och vägledning till sina slutkunder angående energieffektivisering och minskad användning av energi och el.
Elleverantörerna har i och med lagen gått samman i regionala ”enök-sällskap”. Det finns nu 20 sällskap, ett i varje fylke. Runt 70 procent av energiföretagen medverkar i ett regionalt sällskap som utför plikten, medan resten står utanför och själva bedriver sin information och vägledning.
För att finansiera ”enök-verksamheten” får energiföretagen möjlighet att ta ut 0,3 öre/kWh via nättariffen. Sammanlagt uppgår intäkterna till 200 miljoner NOK.
Problem med organisationen
Upplägget med investeringsstöd och ”enök-verksamhet” betraktas som en splittrad och resurskrävande verksamhet. De många aktörerna, distributionsföretag, regionala centra och NVE, har olika och delvis motstridiga roller. Å ena sidan ska de informera om energibesparande åtgärder i syfte att minska energianvändningen. Å andra sidan innebär strukturen på tarifferna att ju större mängder el som levereras desto högre blir företagets intäkter.
Det är svårt att mäta resultatet av informationsinsatserna och den årliga rapporteringen som distributionsföretagen är ålagda att sända till NVE är ofta bristfällig.
NY ORGANISATION
För att komma till rätta med problemen ska dagens administration ersätts av en ny institution, ett helägt statligt företag vid namn Enova. Det nya organet ska överta det arbete och ansvar som idag delas mellan NVE och distributionsföretagen. Enova ska också stå för den operativa förvaltningen av en energifond. Enova ska kunna arbeta närmre marknaderna och själv kunna välja åtgärder och samarbetspartners.
Via olje- och energidepartementet kommer staten att ha det överordnande ansvaret för förvaltningen av energifonden. Ansvaret ska begränsas till att sätta konkreta resultatmål för verksamheten mot bakgrund av de långsiktiga energipolitiska målen och därefter följa upp resultaten.
Enova å sin sida ska finna praktiska lösningar och förvalta fondmedlen så att målen uppnås. Enova ska undvika att själv bli en utövande institution utan ska fungera som en katalysator och ge uppdrag till och nyttja aktörer på marknaden med kompetens inom olika fackområden för att utföra konkreta uppgifter.
Eftersom marknaden för konsulttjänster inom energibesparingsområdet och leverantörer av energibesparande teknologi upplevs som förhållandevis liten i Norge, är en av avsikterna med Enova att stimulera den kompetens som finns. Enova ska verka för att öka konkurrensen i dessa företagsgrupper genom att begära in anbud för tjänsterna hos olika företagare istället för att lägga ut uppdrag på fasta operatörer. Vikten ska läggas vid att ge rättvisande incitament i alla led.
Fondmedlen ska gå till åtgärder som riktas mot både produktion och användning vilka stimulerar en långsiktig omläggning av energisektorn. Konkret ska medlen användas till köp av tjänster, utbetalning av stöd och finansiering av andra åtgärder för att nå de uppsatta målen för vindkraft, miljöanpassad värmetillgång och minskning av energianvändningen. Dessutom ska en del av medlen gå till ökning av användningen av naturgas. Däremot ska fondmedel inte användas till stöd för naturgasbaserad elproduktion. Generell information och utbildningsverksamhet ska också finansieras via fonden.
Enova ska ha frihet att själv ta initiativ men ska också vara öppen för att ta tillvara kunskapen om energibesparingsmöjligheter på marknaden. Institutionen ska förvalta eventuella särskilda stöd som knyts till konkreta projekt som eventuellt beslutas av Stortinget. Medel till projekten ska anslås utöver den nya institutionens budgetramar.
Regeringen vill genom Enova nå mer kostnadseffektiva lösningar. Den nya finansieringsmodellen ska dessutom ge stabilare finansiella ramar som lägger grund för de långsiktiga satsningarna.
Enova har en styrelse som i möjligaste mån ska vara oberoende av egenintressen när det gäller institutionens arbete. Regeringen har önskat undvika en styrelse baserad på representanter från olika branscher. En styrelse har tillsatts bestående av fem externa medarbetare.
NVEs nuvarande resurser för bland annat investeringsstöd på 300 miljoner kronor årligen samt elleverantörernas uttag av sammanlagt 200 miljoner kronor via nättariffen ska fortsättningsvis gå in i den nya institutionens fond.
Regeringen anser att det bör finnas tydliga gränser mellan NVE och den nya institutionen och att överlappande verksamhet ska begränsas. NVE ska fortsättningsvis handha koncessioner och ha ansvar över monopolkontroll och övergripande energiplanering samt förvalta överordnande styrmedel för t.ex. elproduktionen. Generellt ska NVE i sina uppgifter som myndighet lägga vikt vid att värdera alternativ till el när det gäller produktion, överföring och användning av energi.
Enova ska förläggas till Trondheim och ha 20-30 anställda. Den nya organisationen kommer att etableras under sommaren och till den 1 januari 2002 ska det nya företaget ha övertagit det fulla ansvaret från NVE och energiföretagen.
KÄLLOR
Ot,prp,nr 35 2000–2001, Om lov om endringar i lov 29. Juni 1990 nr 50 om produksjon, omforming, overföring, omsetning og fordeling av energi m.m. (energilova), Tillråding frå Olje- og energidepartementet av 21. Desember 2000. http://www.dep.no/oed/norsk/publ/otprp/026001-050002/indexdok000-b-n-a.html
SPANIEN
ELMARKNADEN
Den spanska elmarknaden omorganiserades i grunden genom en ny ellag från 1997 40 som syftar till att gradvis öppna elmarknaden för konkurrens. Regeringen beslutade under 1998 och 1999 att ytterligare påskynda avregleringsprocessen. Tröskelvärdet för berättigade kunder sänktes och från sommaren 2000 är alla högvoltskunder 41 berättigade, vilka representerar 61 200 kunder eller 54 procent av marknaden. År 2007 eller tidigare ska alla kunder vara berättigade att själva välja leverantör.
För att uppnå mål inom områdena miljö, energieffektivisering och minskad energianvändning vid sidan om målet att nå en ökad konkurrens på elmarknaden, särskiljer den nya ellagen på två
40 Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.41 Högvoltskunder definieras som användare som ges leveranser genom nominell spänning över 1000 volt.
system för elproduktion. Det generella systemet är pool-baserat (en börs) och obligatoriskt för alla producenter med en kapacitet över 50 MW, t.ex. traditionell värmekraft och kärnkraftsproduktion. Producenterna är förpliktade att sälja el genom poolen, förutom de mängder de säljer genom bilaterala kontrakt.
Det speciella systemet omfattar småskalig produktion (kapacitet på 50MW eller mindre), egenproduktion av kraftvärme o.d. samt förnybar el. Dessa anläggningar har rätt till särbehandling utifrån sina särskilda villkor, men det får inte ske på ett sådant sätt att vissa av dem diskrimineras eller får privilegier.
En förordning från 1998 ställer upp regler för producenter under det speciella systemet 42. Grundläggande för 1997 års lag är att ingen diskriminering som kan vara hämmande för en fri konkurrens får förekomma. Genom lagen infördes ett system för temporära incitament för de anläggningar som behöver dem för att positionera sig på en konkurrensutsatt marknad. För anläggningar som baserar elproduktionen på förnybara källor eller avfall har incitamenten ingen tidsbegränsning.
Elproduktionen i Spanien baseras på traditionell värmekraft till 44,6 procent och kärnkraft till 37 procent. El från förnybara källor står för 20 procent av elproduktionen. Av dessa står vattenkraften för den avgörande mängden och för sammanlagt 18 procent av den totala elproduktionen.
Vindkraftsproduktionen startade i Spanien under sent 1980-tal och hade nått drygt 700 GWh år 1997. Under år 1998 ökade kapaciteten kraftigt och den producerade mängden el tredubblades. Spanien är för närvarande EU:s tredje största vindkraftsproducent efter Tyskland och Danmark.
Spaniens användning av biomassa till elproduktion har ökat från 570 GWh år 1985 till drygt 1 640 GWh år 1998. Under slutet av 1980-talet och in på 1990-talet sjönk emellertid användningen rejält för att sedan kontinuerligt stiga.
42 Royal decree 2818/1998, December 23rd, on the generation of electricity by facilities supplied by renewable energy sources, waste and cogeneration. Denna förordning utvecklar ellagen från 1997 med ändringar genom Lag 66/1997, December 30, om beskattning, administrativa och sociala åtgärder.
STÖDSYSTEMET
Stödsystemet i Spanien utgörs av ett fastprissystem för tillförsel av el från förnybara källor.
Berättigade produktionsteknologier
Stödsystemet ska främja förnybar energi för att Spanien ska nå det fastlagda målet om att förnybar energi ska svara för 12 procent av energianvändningen år 2010.
Det speciella systemet gäller kraftanläggningar med en installerad kapacitet upp till 50 MW och som karaktäriseras av följande:
Egenproducenter som använder kraftvärme eller andra former av värmekraftproduktion som associeras med icke-elektriska aktiviteter. Anläggningarna ska klara vissa uppställda krav.
Olika former av kraftanläggningar som använder avfall som sin primära energikälla.
Kraftanläggningar som baseras på förnybara energikällor. Det gäller anläggningar som använder alla former av förnybar energi som inte är förbrukningsbar, biomassa eller alla former av biobränsle som klassificeras som primärenergi. Där ingår solenenergi, vindkraft, geotermisk-, våg- och tidvattenenergi och vattenkraft upp till 50 MW. Dessutom ingår kraftanläggningar som använder biomassa
43
som huvudsakligt bränsle
. Till biomassa räknas gödsel, slam från vattenreningsanläggningar, jordbruksavfall, skogsavfall, biobränsle och biogas. Även anläggningar som använder biomassa i kombination med konventionella bränslen ingår under förutsättning att de inte överstiger 50 procent av primärenergin mätt som nettokalorivärde. Elen som genereras genom de konventionella bränslena ska endast tillföras marknadspriset, dvs. inte få något extra stöd.
43 Grödor som kan skördas efter högst ett år och som kan användas för att producera energi direkt eller via omvandlingsprocesser.44 Huvudsakligt bränsle innebär alla bränslen som står för minst 90 procent av den primära använda energin, mätt som nettokalorivärde.
Certifiering av producenter
Ansvaret för all administration kring byggnation, drift, större förändringar och stängning av anläggningar under det speciella systemet ligger på myndigheter under de autonoma regionerna. Dessa certifierar anläggningarna för att de ska kunna ta del av de fastlagda stödpriserna. När inte de autonoma regionerna kan ges ansvar för administrationen är det Energidirektoratet under Industri- och energidepartementet som är ansvarig.
Anläggningar som önskar delta i det speciella systemet måste ansöka om detta hos den ansvariga myndigheten. De huvudsakliga tekniska och driftsmässiga specifikationerna måste ingå i en ansökan, liksom en kvantifierad utvärdering om mängden el som ska matas in på nätet.
Övervakning och kontroll
För att det speciella systemet ska kunna övervakas och kontrolleras införs register på både nationell och regional nivå. Kontroll ska ske av mängden energi som tillförs nätet och vilken primär energikälla som använts.
Kontrakt mellan producenter och distributörer
De distributörer som ligger närmast elproducenten är skyldiga att köpa den förnybara elen.
Ett standardkontrakt ska ställas upp mellan producenten av el från förnybara källor och distributören av elen. Kontraktet ska gälla minst fem år och reglera tekniska och ekonomiska förhållanden.
Producentens rättigheter
Producenten har rätt att ansluta sig till distributörens system eller till ett parallellt system. Dessutom har producenter av el från förnybara källor rätt att leverera all producerad el genom nätet, så länge det är tekniskt möjligt. För leveransen ska de få marknadspriset på el plus ett tillägg, se nedan. Producenten har också rätt att få önskad mängd el så att dess aktiviteter ska kunna fullföljas. För detta betalar producenten den normala tariffen. Producenten ska
också ha tillgång till elbörsens budgivningssystem, men kan också välja att ingå bilaterala avtal med sina kunder. Oavsett vilket försäljningssystem som väljs ska det ske på årsbasis och ska redovisas i förhand till den ansvariga myndigheten i de autonoma regionerna.
Producenterna av el från förnybara källor har rätt att mata in el så länge den sammanlagda mängden i landet inte överstiger 12 procent av den totala elanvändningen.45
Prissättning av el från förnybara källor
Ägare av anläggningar vars kapacitet är lika med eller understiger 50 MW och som blivit godkända för det speciella systemet är inte förpliktigade att sälja sin elproduktion till börsen. Däremot har de denna möjlighet om de önskar. För elleveransen ska producenterna motta det genomsnittliga timpriset för el som säljs via poolen, med tillägg av en premie av ett visst värde.
Ersättningen till producenten under det speciella systemet blir:
R= Pm + Pr +/- ER
Där
R= ersättningen i pesetas/kWh
Pm =marknadspriset enligt definition i lag 2818/1998 och som specificeras nedan
Pr = premie enligt nedan angivna regler.
ER = tillägg för reaktiv energi vilket ska läggas till summan Pm och Pr. Det ska vara det generella tillägget som ges enligt lagen om tariffer, med skillnaden att om kapacitetsfaktorn för kraften som tillägnas distributören är högre än 0,9 ska tillägget bestå av en betalning för producenten och om det är mindre ska det bestå av en rabatt.
45 Övergångsbestämmelse 16.a enligt ellagen från 1997.
Definition av elbörsens pris för anläggningar under det speciella systemet
Elbörsens genomsnittliga timpris är det genomsnittliga pris som måste betalas varje timme av köparen av el för att få köpa el genom börsen. Priset bestäms genom marknadens operatör. Producenter med en kapacitet lika med och under 10 MW kan, förutom att beräkna elmarknadspriset på detta sätt, också välja de genomsnittliga timpriserna för låg- respektive höglastperioder som ges i poolen. Producenten får genom denna prissättning betalt beroende på om de matar in el på nätet under hög- eller låglasttid på dygnet. Höglastpriset beräknas som det aritmetiska medelpriset som motsvaras av de första åtta timmarna av dagen i räkningsmånaden. Låglastpriset är det pris som motsvaras av de resterande timmarna under samma månad.
Premier för kraftproduktion baserad på förnybara källor
Till det ovannämnda marknadspriset för el ersätts dessutom producenterna av el från förnybara källor med en premie som är beroende av produktionsteknologi.
Solanläggningar
: för anläggningar med en installerad kapacitet av
upp till 5 kW, i den mån den nationellt installerade kapaciteten av denna energiproduktionsteknologi inte överstiger 50 MW: 60 pesetas/kWh (312,4 öre/kWh). Alla andra anläggningar: 30 pesetas/kWh (156,2 öre/kWh).
Vindenergianläggningar
: 5,26 pesetas/kWh (27,4 öre/kWh)
Anläggningar baserade på geotermisk energi, vågenergi
, tidvatten-
energi
: 5,45 pesetas/kWh (28,4 öre/kWh).
Vattenkraftsanläggningar med kapacitet lika med eller under 10
MW:
5,45 pesetas/kWh (28,4 öre/kWh).
Vattenkraftsanläggningar med kapacitet över 10 MW men under
50
MW
: premien räknas ut enligt nedanstående formel:
Premie = B(50-P)/40, där B är premien som motsvarar vattenkraftsanläggningarna lika med eller under 10 MW och P är kapaciteten hos anläggningen uttryckt i MW. Premien avrundas till två decimaler.
- vattenkraftsanläggningar Anläggningar som använder primär biomassa som huvudsakliga bränsle: 5,07 pesetas/kWh (26,4 öre/kWh).
Anläggningar som använder sekundär biomassa som huvudsakliga bränsle
: 4,70 pesetas/kWh (24,5 öre/kWh).
Även anläggningar som baseras på förnybara energikällor men är större än 50 MW kan få en premie, vilket består av 1 pesetas/kWh (5,2 öre/kWh).
Premierna för alla de ovan nämnda energiformerna förutom vattenkraft mellan 10 och 50 MW samt solenergi ska justeras årligen av Industri- och energiministeriet utifrån variationer i det genomsnittliga marknadspriset och ska läggas till summan av marknadspriset och premien.
Samtliga premier ska revideras vart fjärde år.
Enhetliga tillförseltariffer
Producenter av el från förnybara källor kan välja att inte ta emot det beräknade genomsnittspriset på elmarknaden samt premien som beskrivits ovan, utan istället få ett totalt pris för samtliga timmar enligt listan nedan:
Solenergi
: 66 pesetas/kWh (343,6 öre/kWh) eller 36 pesetas/kWh
(187,4 öre/kWh), beroende på om anläggningarna har en kapacitet lägre än 5 kW eller inte.
Vindenergi
: 11,02 pesetas/KWh (57,4 öre/kWh).
Geotermisk-, våg-, tidvattenenergi, samt vattenkraft
lika med eller
under 10 MW: 11,20 pesetas/kWh (58,3 öre/kWh).
Anläggningar som använder primär biomassa som huvudsakliga bränsle
: 10,83 pesetas/kWh (56,4 öre/kWh).
Anläggningar som använder sekundär biomassa som huvudsakligt bränsle
: 10,46 pesetas/kWh (54,5 öre/kWh).
Anläggningar med en blandning av energikällorna ovan ska beräknas i proportion till installerad kapacitet av varje källa.
Premier till elproduktion baserad på avfall
Elproduktion baserad på fast avfall eller industriellt avfall som sitt huvudsakliga bränsle får en premie på 3,70 pesetas/kWh (19,26 öre/kWh) om kapaciteten är lika med eller lägre än 10 MW.
För anläggningar med en kapacitet större än 10 MW och upp till och med 50 MW erhålls en premie som beräknas enligt följande formel: Premie= d+ (c-d) (50-P)/ 40
Där c= premien som motsvarar anläggningar med en kapacitet upp till och med 10 MW
D= 1 peseta/kWh (5,21 öre/kWh)
P= anläggningens kapacitet uttryckt i MW
Premierna till anläggningar baserade på avfall ska justeras årligen utifrån variationer i bland annat ränteläget.
Vem betalar premien?
Det är distributörerna eller i de fall där det är berättigat, transmissionsföretagen, som enligt lag ska betala och stå för kostnaderna för den extra premien till producenterna för elen som baserats på förnybara källor utöver det fastlagda marknadspriset.
KOMPLETTERANDE STÖDSYSTEM
Det finns inga ytterligare nationella stöd för att främja elproduktion baserad på förnybara källor i Spanien. Däremot finns vissa regionala stöd. Även befintliga EU-stöd ger ett betydande tillskott till olika energiprojekt.
KÄLLOR:
Royal decree 2818/1998, December 23rd, on the generation of electricity by facilities supplied by renewable energy sources, waste and cogeneration.
STORBRITANNIEN
ELMARKNADEN
Elmarknaden i Storbritannien är idag helt öppen för konkurrens. Elproduktionen var tidigare statsägd och privatiserades 1989. Genom den nya ellagen från år 2000 46 avskaffas den tidigare ”börsen” - the Pool. Den ersattes av The New Trading Arrangement, NETA. NETA är en öppnare marknad genom bilaterala kontrakt med både långsiktiga och kortsiktiga kontrakt samt spotkontrakt. Regeringen förväntar sig att utomstående aktörer kommer att inrätta olika former av marknadsplatser för handel med el.
En oro för att de ”allmännyttiga” leverantörsföretagen kan missbruka nära relationer med de likaledes ”allmännyttiga” distributionsföretagen till korssubventioner och liknande, har föranlett att verksamheterna ska delas upp och särredovisas. Verksamheter som inryms i de Allmännyttiga elleveranslicenserna, PES 47, ska delas upp i separata delar för handel med el respektive distribution. PES-licenserna förutsätts vara uppbrutna till sommaren 2001.
I Storbritannien finns inget prioriterat eller garanterat tillträde till nätet för el baserat på förnybara energikällor. I ellagen anges däremot att distributörerna ska erbjuda alla producenter av grön el en nätanslutning. Producenterna behöver inte acceptera erbjudandet utan kan fritt välja bland andra konkurrerande alternativ eftersom det är producenterna själva som betalar nätanslutningen. Distributörerna kan komma undan kravet om erbjudande av nätanslutning om det kan styrkas att nätanslutningen skulle hota systemets säkerhet.
I Storbritannien producerades totalt 358 TWh el år 1998, vilket gör Storbritannien till EU:s tredje största elproducent efter Tyskland och Frankrike. El från förnybara källor stod för 3 procent av den totala bruttoelproduktionen i Storbritannien 1998 48. År 1998 producerades närmare 7 TWh vattenkraft vilket motsvarar ungefär en tredjedel av den ”förnybara” elen. Av de vindkraftsproducerande länderna inom EU hamnar Storbritannien på fjärde plats efter Tyskland, Danmark och Spanien. Vindkraftproduk-
46 The Utilities Act 2000.47 Public electricity supply licenses.48 Källa Eurostat.
tionen uppgick år 1998 till 886 GWh och el baserad på biomassa stod för 2 917 GWh under samma år.
STÖDSYSTEMET
En lag om förpliktelse för elleverantörerna att leverera en viss mängd el som är baserad på förnybara källor (Renewable Obligation) kommer att införas i England och Wales under hösten 2001, om förslaget antas av parlamentet. Ett liknande förslag kommer att läggas fram för det skotska parlamentet och liknande arrangemang diskuteras i Nordirland.
Plikten om leveranser av förnybar el utgör den grundläggande politiska åtgärden för att klara av den brittiska målsättningen om el från förnybara källor och lägger grund för ett system med gröna certifikat. Den nya lagen förväntas träda i kraft i oktober 2001 och ska gälla fram till mars 2026. Fram till detta datum ska det finnas en garanterad marknad för el baserad på förnybara källor.
Den primära lagstiftningen för att införa plikt för elleverantörerna ligger i ellagen, The Utilities Act 2000. Förslaget utarbetas i samverkan med berörda aktörer, såsom industri, näringsliv och konsumentgrupper.
Vilka gäller plikten om el baserad på förnybara energislag?
Kvotplikten föreslås gälla alla licensierade elleverantörer i England och Wales. Dessa är förpliktigade att leverera en specificerad mängd el från förnybara källor till brittiska kunder. Alternativt kan elleverantörerna köpa certifikat, Renewable Obligation Certificates, ROC, från andra leverantörer eller producenter på marknaden eller betala ett fastlagt friköpspris till reglermyndigheten för el och gas, Office of Gas and Electricity Markets, OFGEM. Leverantören kan också välja vissa eller samtliga alternativ utifrån företagets aktuella situation.
Berättigade energislag
Enligt förslag ska vattenkraft med lägre kapacitet än 10 MW, landoch havsbaserad vindkraft, jordbruks- och skogsrester, energigrödor, vågkraft, solceller och biogas ingå i plikten.
Kraft från avfall och storskalig vattenkraft (>10 MW) anses vara kommersiellt bärkraftig och får inte ingå i stödsystemet 49. Det pågår emellertid fortfarande en diskussion angående avfall, bland annat huruvida organiskt avfall ska få ingå eller inte. Om avfall kommer att inkluderas, ska endast den del som härstammar från icke-fossilt avfall kunna godkännas för ROC:s.
Kraftvärmeproduktion ska inte ingå i pliktlagen, förutom om den baseras på icke-fossila bränslen. Däremot diskuteras för närvarande om kraftvärme ska ingå i grunden för beräkning av varje individuell leverantörs plikt, t.ex. om en leverantör levererar 100 GWh varav 20 GWh kommer från kraftvärme – ska då plikten beräknas på 100 GWh eller 80 GWh?
El som producerats i projekt som innehar kontrakt under NFFO 3, 4 och 5 kommer inte att vara berättigad till certifikat förrän kontraktstiden löpt ut. Projekt med kontrakt under NFFO 1 och 2, vilka löpte ut under 1998, är berättigade till certifikat i den mån energikällorna i sig själva är berättigade till certifikat.
Certifiering av producenter
OFGEM ska administrera systemet med certifiering av de produktionsteknologier som är berättigade att delta i stödsystemet. OFGEM ackrediterar producenter som når upp till de fastlagda kraven för produktion av förnybar el och tilldelar dem certifikat, ROCs, i förhållande till den mängd förnybar el som produceras. Producenterna registreras och därefter mäts produktionen och rapporteras in till OFGEM varje månad. Exakt hur registreringsförfarandet ska gå till håller fortfarande på att utredas, men certifikaten kommer att visa producentens elproduktion den senaste månaden samt aktuell typ av förnybar energikälla.
KVOTEN
Målsättning
I slutet av år 1999 representerade energi från förnybara källor 3 procent av den producerade elen i Storbritannien. Regeringens
49 Enligt äldre, men även nya studier ligger gränsen för vattenkraftens kommersiella bärkraft vid denna nivå.
målsättning är enligt ett konsultationsdokument från oktober 2000 att 5 procent av landets elförsörjning ska baseras på förnybar energi år 2003 och 10 procent år 2010. Förutsättningen är emellertid att kostnaderna för konsumenterna blir acceptabla. Målet, fem procent år 2003, kommer med stor sannolikhet att uppnås med hjälp av det tidigare stödprogrammet Non Fossil Fuel Obligation, NFFO, samt redan befintlig kapacitet.
Den nya plikten att leverera el från förnybara energikällor genom certifikatsystemet kommer att vara den huvudsakliga drivkraften bakom ökningen från fem till tio procent till år 2010. Det är beräknat att omkring 36–39 TWh av el från förnybara källor kommer att krävas för att nå 2010 års målsättning. Av denna el beräknas 20–23 TWh krävas från förnybar el utöver de kontrakterade NFFO-projekten.
Emellertid har det ännu inte tagits något beslut om målsättningen i och med att diskussionen om elproduktion från avfall ännu inte är avslutad. Om avfall ska ingå kommer målet förmodligen att höjas.
En årligen stigande kvot
Den mängd förnybar el som motsvarar kvoten kommer sannolikt att definieras som en andel i procent av leverantörens totala leveranser under ett givet år. Kvoten är beräknad utifrån det nationella målet om 10 procent förnybar el år 2010 och kommer att öka varje år. Detta innebär t.ex. att andelen förnybar el föreslås vara 3,1 procent år 2002; 5,3 procent år 2006 och 7,7 procent år 2010. Nivåerna kommer inte att sänkas under perioden även om kostnaderna för el från förnybara källor blir höga. Försäkringen mot för höga konsumentpriser kommer istället att ges genom möjligheten för leverantörerna att välja ett så kallat friköpspris, se nedan. Mellan åren 2011 och 2026 förväntas nivån på kvoten ligga konstant med en ökande marknad för el.
Det är parlamentet som fastställer den årliga kvoten, men den är föremål för diskussion hos marknadens aktörer i samband med remisshanteringen. Reaktionerna från industrin på de föreslagna nivåerna är att målsättningen är utmanande. Miljörörelsen å sin sida anser att målet är för lågt. Om klimatfrågan i framtiden medför att målsättningen måste höjas, kommer också regeringen att föreslå en höjning av kvoterna som leverantörerna ska uppfylla. Det är
OFGEMs uppgift att övervaka och kontrollera installerad kapacitet och rapportera om måluppfyllelse.
CERTIFIKAT
Ett certifikat kommer inte att ha någon enhetlig storlek, utan kommer att utfärdas av OFGEM till producenterna i den mängd som motsvaras av den för tillfället producerade elen. Eftersom leverantörernas plikt gäller leveranser till kunder efter avräkning av överföringsförluster, kommer det att finnas något fler certifikat än motsvarande mängd förnybar el på marknaden.
Perioderna för vilka leverantörerna ska uppfylla den uppsatta kvoten löper på ett år, och förmodligen kommer den att gälla mellan den 1 april och den 31 mars nästföljande år. Första året kommer emellertid giltighetstiden att vara förlängt och löpa mellan 1 oktober 2001 till 31 mars 2003.
Hur ska leverantörerna uppfylla plikten
För att fullgöra sin plikt att leverera en viss mängd el från förnybara källor till brittiska kunder har leverantörerna tre möjligheter: Leverantören kan köpa grön el och leverera till sina kunder och samtidigt köpa motsvarande mängd certifikat för att bevisa att elleveransen har skett. Leverantörer kan också köpa enbart certifikat av producenten, bilateralt eller via någon marknad. Ett tredje alternativ är att betala ett friköpspris till OFGEM, se nedan. Leverantören kan välja vissa eller samtliga alternativ efter behov.
Regeringen beräknar att knappt 100 företag kommer att omfattas av plikten. Bland dessa finns många stora företag. Det finns ett tiotal stora leverantörer till de brittiska hushållen vilka beräknas distribuera över 95 procent av elen till denna kundgrupp. På den industriella sidan finns fler stora företag, men majoriteten av leveranserna görs från de största aktörerna.
En anledning till att plikten läggs på leverantörerna är att dessa traditionellt har varit den dominerande parten på elmarknaden. Eftersom en del producenter endast använder en sorts bränsle, t.ex. kol, anses det heller inte lämpligt att belägga producenterna med plikt.
Leverantörerna måste vid periodens slut informera OFGEM om det antal certifikat som de vill lösa in. OFGEM kontrollerar att de återlösta certifikaten är giltiga och att de inte blivit återlösta av någon annan part.
Sparande och lån av certifikat
Beroende på sammansättningen av förnybara energikällor som kommer att bidra till elproduktionen väntas fluktuationer i elproduktionen på grund av t.ex. väderförhållandena. För att ge utrymme för att klara dessa variationer föreslår regeringen att en viss flexibilitet byggs in i systemet genom möjligheter att spara och låna certifikat. Förslaget som presenteras i konsultationsrapporten innebär att insättning av certifikat på ett ”bankkonto” för användning vid en senare period, ska tillåtas men begränsas till 50 procent av leverantörens plikt i varje period. Efter att remissvaren har kommit in har regeringen emellertid påbörjat en ny diskussion om hur stor mängd certifikat som ska kunna sparas. Eventuellt kommer endast 10 procent att få sparas för att undvika prismanipulation av marknaden.
Regeringen föreslog också att lån av certifikat skulle begränsas till 5 procent av leverantörens plikt i varje period. Denna mängd kan också komma att ändras av samma skäl som för sparande, men istället utökas till 10 procent.
Förmodligen kommer sparande och lån av certifikat endast att tillåtas för det påföljande året.
HANDEL MED CERTIFIKAT
Takpris
Ett tak anger hur mycket certifikaten maximalt kommer att kosta, det så kallade friköpspriset (buy-out price). Anledningen till att leverantörerna också kan välja att betala friköpspriset istället för att köpa certifikat och/eller leverera grön el, är att kostnaderna för konsumenterna inte ska bli för höga, t.ex. om elleverantörerna investerar i för dyr teknologi för el från förnybara källor för att klara kraven som ställs enligt den nya lagen. Avgörande för valet att
införa ett takpris är hänsyn till socialt utsatta grupper 50 bland befolkningen. Friköpspriset föreslås ligga på 3 p/kWh. Regeringen har inga planer på att sänka denna nivå när pliktlagen väl införts, utan föreslår att friköpspriset ska bindas till konsumentprisindex. Introduktionen av plikten beräknas leda till en prishöjning på el med 3,7 procent år 2010 räknat på 1998 års elpriser.
Enligt den nya ellagen ska intäkterna från friköpen returneras till elleverantörerna. För att ge ytterligare kommersiella incitament till elleverantörerna att klara sina förpliktelser föreslår regeringen att återbetalningen av friköpen endast ska gå till dem som fullgjort plikten genom leverans av förnybar el och/eller köp av certifikat. Återbetalningen görs i proportion till i vilken omfattning leverantörerna uppnått de ställda kraven.
Behållningen för samtliga leverantörer av friköpen beräknas enligt följande: £p = £T/y £p = Behållningen per återlämnat certifikat £T = Totala intäkter från friköpen från alla leverantörer y = totala antalet certifikat som återlöses i perioden av samtliga elleverantörer.
Köp och sälj
Köpen av certifikat kan ske både bilateralt och på en marknad. De flesta köp av certifikat väntas ske samtidigt som inköp av elen från förnybara energikällor görs, men det är alltså möjligt att köpen görs separat. Enligt uppgift är det regeringens förhoppning att leverantörerna väljer långsiktiga kontrakt eftersom dessa ger mer stabilitet och säkerhet till producenterna.
OFGEM handhar ingen marknad utan registrerar endast handeln. Handel sker bilateralt eller genom eventuella marknadsplatser som sätts upp av utomstående aktörer på marknaden. Dessa marknader kontrolleras genom lagstiftningen om finansiella tjänster, Financial Services Act. OFGEM ska registrera all handel med certifikat mellan producenter, leverantörer och andra aktörer.
50 I England finns åtminstone 4,3 miljoner socialt utsatta hushåll (”fuel poverty”). Fenomenet har sitt ursprung i en kombination av dåligt isolerade eller otillräckligt uppvärmda hus och låga inkomster. Medborgare med de minst energieffektiva husen kan dras med uppvärmningskostnader som är två till tre gånger så höga som de mer välbeställda hushållen för samma komfortnivå.
Myndigheten ska också reglera och kontrollera marknaden för certifikat i så måtto att mängden ROC:s i cirkulation överensstämmer med den mängd förnybar el som produceras. All registrering ska skötas elektroniskt.
Konkurrensen på certifikatmarknaden anses vara tillräcklig för att marknaden ska vara öppen under hela året. Under slutet av varje period då leverantörerna ska återlämna certifikaten beräknas konkurrensen emellertid förstärkas.
Om en leverantör inte fullgör sin plikt kommer denna att utsättas för sanktioner enligt ellagen. Den slutgiltiga straffåtgärden är indragning av licenserna för elleverantörerna.
Transaktionskostnader
Transaktionskostnader antas bli relativt låga eftersom certifikatsystemet ska vara helt elektroniskt. Kostnader kommer att uppstå vid OFGEM som ska registrera och kontrollera handeln samt certifiera produktionssystemen. Hos producenterna uppstår kostnader för registrering och ansökan för certifiering. För leverantörerna uppstår kostnader för handeln med certifikat.
Vissa initiala kostnader förväntas uppkomma för att upprätta datasystemen liksom kostnader för att åtgärda problem vid starten. De fasta kostnaderna som årligen uppkommer tros vara låga och stabila, men i och med att kvotens nivå ökar under den första tioårsperioden kommer kostnaden för systemet utslaget per kWh el från förnybara källor att minska.
Internationell handel
OFGEM kan godkänna import av certifikat under förutsättning att myndigheten anser att tillvägagångssättet för utfärdande av certifikat i det andra landet är godtagbart. En mer komplex fråga är hur bevisningen ska ske att den fysiska elleveransen till brittiska kunder har ägt rum. OFGEM kommer att kontrollera huruvida kapacitet funnits på överföringsförbindelsen där den fysiska importen ska ha genomförts.
Regler för hur en internationell handel ska ske diskuteras för närvarande. Utgångspunkten för diskussionerna är att europeisk
handel bör uppmuntras, men samtidigt vill den brittiska regeringen uppmuntra utvecklingen av produktionskapacitet i Storbritannien.
KOMPLETTERANDE STÖDSYSTEM OCH ÖVERGÅNG
Det nya certifikatsystemet ska enligt gällande tidsplan träda i kraft i oktober 2001. Den nya lagen om plikt att leverera el från förnybara energikällor samt stöden till havsbaserad vindkraft och energigrödor har notifierats som statsstöd till EU-kommissionen. Starten för det nya systemet beror till stor del på när och om Kommissionen godkänner stödsystemen.
Dessutom beror tidsplanen på PES-licensieringen och på när uppdelningen i separata licenser för produktion respektive distribution är avslutade.
Vad händer med NFFO-kontrakten?
Sedan 1989 har det funnits ett stödsystem för icke-fossila bränslen, Non-Fossil Fuel Obligation, NFFO. Systemet, som ursprungligen var avsett att främja kärnkraft, kom också att innebära stöd till elproduktion baserad på förnybar energi. Genom NFFO ställs krav på offentliga elleverantörer att köpa upp en viss mängd el baserad på icke-fossila energikällor. NFFO stöder vissa utvalda projekt för förnybar el genom att garantera dem ett fastlagt försäljningspris på producerad el under 15 års tid.
Projekten valdes ut genom ett anbudsförfarande där projekten rangordnades inom olika kategorier med jämförbar teknik, bland annat efter elpris. Elleverantörerna har kompenserats för skillnaden mellan det fastställda priset och marknadspriset via medel från beskattningen av fossila bränslen.
Introduktionen av plikten om förnybar el innebär att inga ytterligare kontrakt skrivs under det tidigare programmet. För redan gällande kontrakt kommer övergångslösningar att sättas in. Dessa innebär bland annat att ingen klimatskatt tas ut och att inga fördelar från den nya pliktlagen ska kunna ges innan de gamla kontrakten löper ut. Äldre projekt med kontrakt som löpte ut under 1998 ska få användas under Renewable Obligation.
Ytterligare och kompletterande åtgärder för att främja förnybar energi:
1. Direkta stöd kopplade till Renewable Obligation Anslag ska ges till ett litet antal projekt med havsbaserad vindkraft och energigrödor, eftersom regeringen anser att dessa teknologier behöver ge ett betydande bidrag till den totala energiförsörjningen av förnybar el om målet för 2010 ska nås. Än så länge ger teknologierna inget bidrag till elförsörjningen och är på ett tidigt kommersiellt stadium världen över. Erfarenheterna från dessa projekt ska underlätta en reduktion av kostnaderna så att de kan nå en nivå där de kan konkurrera utan extra stöd. Regeringen föreslår att stöd upp till 40 procent av kostnaderna ska kunna ges till de projekt med lägst kostnad för finansiärerna, räknat som pund per MW installerad kapacitet. Separata program ska drivas för havsbaserad vindkraft och energigrödor.
2. Undantag från klimatskatten.
En klimatskatt införs från och med den 1 april 2001. Skatten på el kommer att ligga på 0,43 p/kWh (ca. 6,07 öre/kWh). Det motsvarar en ökning med mellan 7 och 15 procent på elpriset till företag.
Kvalificerad el baserad på förnybara källor ska få undantag
från skatten. Genom en certifieringsprocedur liknande den för ROCs ska även certifikat för klimatskatteundantag införas, Levy Exemption Certificates, LEC. Handel med LEC:s kommer däremot inte att förekomma.
3. Ett stödprogram för forskning och utveckling samt teknologi-
överföring
för att främja en teknologisk utveckling ska införas.
Detta kommer att innefatta hjälp med att överbrygga icketekniska hinder för spridning av förnybar energiteknologi.
4. Regeringen vill också främja utvecklingen av ett strategiskt tillväga-
gångssätt
vad gäller planering i regionerna och introduktion av
regionala mål för förnybar energi baserad på resursutvärderingar.
ÖVRIGT
OFGEM är den centrala myndigheten som ansvarar för certifiering av producenter, utfärdande och registrering av certifikat, mottagning av leverantörernas inlämning av certifikat, rapportering till regeringen, administration av sparande och lån och organisation av återbetalning av friköpsinbetalningar till leverantörer. Myndigheten
har frihet att välja huruvida man själv ska utföra dessa aktiviteter eller genomföra dem genom utomstående aktörer.
Varför inte ett differentierat friköpspris?
Den brittiska industrin har visat ett relativt starkt intresse för ett differentierar friköpspriset på olika teknologier, ”banded obligation”, där de teknologier som behöver störst incitament får högst friköpspris. Förfarandet skulle belägga leverantörerna med en plikt att leverera en specifik mängd el från en viss källa. Differentieringen skulle införas för att olika teknologier har kommit olika långt i utvecklingen tills de är kommersiellt bärkraftiga i stor skala.
Regeringens argument för att inte införa ett differentierat friköpspris är att regeringen inte vill diktera olika teknikers relativa betydelse Man anser att ett differentierat friköpspris delar upp marknaden. Regeringen säger sig inte vilja plocka ut vinnare eller introducera artificiella snedvridningar på marknaden. Istället väljer man att ge direkta stöd till teknologier som ännu inte är tillräckligt bärkraftiga för att kunna ingå i den nya pliktlagen, såsom havsbaserad vindkraft och energigrödor. Dessutom anser regeringen att ett differentierat friköpspris skulle leda till ett system som inte är tillräckligt flexibelt. Det skulle också kunna uppfattas som ettlångsiktigt löfte från staten för vissa specifika teknologier.
Den provisoriska tidsplanen
Januari 2001 Öppning av registrering för intresserade av stöden till havsbaserad vindkraft och energigrödor. April/maj 2001 Order (förslag) om Renewable Obligation läggs fram för parlamentet. Juni/juli 2001 Order ska vara klar. 1 oktober 2001 Första perioden med plikt om förnybar el börjar. Slutet av 2001 Föreslaget slutdatum för ansökan om stöd till havsbaserad vindkraft och energigrödor. September 2002 Stöden kungörs. Mars 2026 Sista perioden med plikt om el från förnybara källor avslutas.
KÄLLOR
New & Renewable Energy Prospects for the 21st Century http://www.dti.gov.uk/renew/condoc/
The renewable energy obligation preliminary consultation reports October 2000: http://www.dti.gov.uk/renew/ropc.pdf
Climate change levy – overview: http://www.hmce.gov.uk/bus/excise/climchg.htm
Department of Trade and Industry energy site: http://www.dti.gov.uk/energy/index.htm#one Tel växel: 0044-20 72 15 50 00
News releases: http://www.ofgem.gov.uk/public/pn2001/29.htm. En av referenserna här är ett dokument från OFGEM och Department of Trade and Industry – New Electricity Trading Arrangements Programme (NETA) – Overview of Program Process, March 2001
Publication-Separation of PES Businesses:Review of C112 Licence Obligations Consultation Paper, febr 2001: http://www.ofgem.gov.uk/whatsnew/index.htm
TYSKLAND
Tyskland har sedan 1998 en fri elmarknad, vilket innebär att såväl slutkonsumenter och distributörer som andra aktörer är berättigade kunder enligt EU:s elmarknadsdirektiv. Marknaden öppnades i och med en revision av den tyska ellagstiftningen i april 1998. Under 1999 inleddes en ekologisk-social skatteväxling där skatten på fossila bränslen och el stegvis kommer att höjas medan socialförsäkringsavgifterna sänks.
Den totala elproduktionen i Tyskland 1998 var nära 557 TWh och bestod till 30 procent av kärnkraft, 28 procent brunkol, 25 procent stenkol, 10 procent gas och 6 procent baserades på förnybara källor. Totalt stod de förnybara källorna för knappt 31 TWh. Av dessa utgjorde vattenkraften 70 procent och biomassa och vindkraft 15 procent vardera.
Totalt producerade de tyska vindkraftverken 1998 nästan 4,6 TWh el vilket motsvarar knappt 1 procent av den totala elproduktionen i landet. Tyskland är för närvarande världens största vindkraftproducent före USA och Danmark. I den kustnära delstaten Schleswig Holstein kom under 1997 ca. 11 procent av eltillförseln från vindkraft.
Tysklands målsättning är att öka elproduktionen som baseras på förnybara källor från 5 procent som gällde 1999 till 10 procent år 2010.
STÖDSYSTEMET
I mars år 2000 beslutade den tyska regeringen att lagstiftningen om eltillförsel från förnybara energikällor från 1991 – Stromeinspeisungsgesetz – skulle ersättas av en ny lag om prioritet av förnybara energikällor 51. Den nya lagen trädde i kraft den 1 april 2000. Såväl den nya som den gamla lagen fastställer stöd till elproduktion baserad på förnybara källor genom fasta tillförselpriser.
Den nya lagen om förnybar energi är ryggraden i den tyska politiken för att främja el från förnybara källor. Ytterligare stöd finns i form av investerings- och räntestöd till olika teknologier, men dessa utgör endast komplement till de fasta tillförseltarifferna.
Den gamla lagstiftningen från 1991 förbättrade förutsättningarna för framför allt vindkraft påtagligt. Vissa bidrag och fördelaktiga bestämmelser för skatteavdrag bidrog också, framför allt i inledningsskedet, till att omkring 4400 MW vindkraft installerades i Tyskland fram till 1999. Däremot medförde inte lagen tillräckliga incitament för en storskalig introduktion av el från andra förnybara källor såsom solceller och biomassa.
Enligt den gamla lagen var de fasta tarifferna för el från förnybara källor kopplade till marknadspriset för elen. När priserna på el sjönk kraftigt till följd av avregleringen av elmarknaden ökade osäkerheten vid investeringsbedömningar av anläggningar för förnybar el och hämmade utvecklingen av nyinstallationer. En av anledningarna till att den nya lagen infördes är att den gröna elproduktionen skulle få ett förstärkt stöd för att ytterligare kapacitet ska installeras. Detta erhålls nu genom att de fasta tillförsel-
51 Act on Granting priority to Renewable Energy Sources (Renewable Energy Sources Act) mars 2000.
tarifferna är kopplade till produktionskostnaderna istället för som tidigare till marknadspriset.
En annan anledning till att ändra lagstiftningen var att regeringen ville ta bort det tidigare taket på 5 procent, vid vilket elleverantörer som var skyldiga att köpa in el från förnybara källor till ett fast pris, kunde föra över kostnaderna för ytterligare inköp av förnybar el på uppströms liggande företag i distributionskedjan. Man ville också införa ett sätt att fördela kostnaderna för inköpen av den förnybara elen på aktörer i hela landet istället för att låta kostnaderna drabba aktörer i de regioner som hade bäst förutsättningar för vissa former av grön elproduktion.
Med den nya lagstiftningen infördes stöd även för produktionsteknologier såsom geotermisk el, och elproduktion baserad på gruvgas. Dessutom ska de ändrade tillförseltarifferna i den nya lagen ge större ekonomiska möjligheter till förnybara energiformer som under den tidigare lagstiftningen inte expanderade i tillräcklig omfattning.
Berättigade energislag
Den nya lagen reglerar prioriteringen av el till nätet från förnybara källor och fastställer kompensation för småskalig vattenkraft, vindkraft, solel, geotermisk el, elproduktion baserad på gas från deponianläggningar, avloppsreningsverk och gruvdrift samt biomassa inom Tysklands ekonomiska zon. Detta innebär att vindkraftverk i havet utanför territorialgränsen inkluderas i stödsystemet. Lagen garanterar kompensation till investerare av nya anläggningar under 20 års tid.
Det tyska parlamentet godkände den 1 juni 2001 ett förslag till förordning om reglering av biomassa till elproduktion. I den definieras biomassa och organiskt material från växter och djur inkluderas i benämningen. Däremot kan inte material som är kontaminerat med något hälso- eller miljöfarligt ämne definieras som biomassa. Avfall ingår inte i benämningen förutom om avfallet härstammar från växt eller djurriket.
Elproduktionsteknologier som inte ingår i stödsystemet är vattenkraftsanläggningar med en kapacitet över 5 MW, anläggningar som använder gas från deponier eller avloppsreningsverk över 5 MW samt biomassebaserade anläggningar med en installerad effekt över 20 MW. Anläggningar som till mer än 25 procent ägs av
förbundsrepubliken eller någon av de tyska förbundsstaterna ska inte heller berättigas till stöd enligt lagen.
En gräns för solcellsanläggningar på 5 MW är införd för att värna om öppna områden. Om inte solcellsanläggningen är inbyggd i redan befintliga ytstrukturer som t.ex. tak, fasader och bullerskydd, är den övre gränsen för anläggningar 100 kW
P
.
Minimikompensationen ska utgå till nya produktionsanläggningar i 20 år från och med det år då de tas i drift. Detta gäller samtliga produktionsteknologier förutom vattenkraftsanläggningar, eftersom denna tidsperiod ofta inte är tillräcklig för denna teknologi. För installationer som togs i drift innan den nya lagen trädde i kraft ska år 2000 anses som startår.
DE KVOTPLIKTIGA OCH KOSTNADSFÖRDELNINGS-MEKANISMEN.
Det är den närmaste nätoperatören som är skyldig att köpa in den el från förnybara källor som produceras i dess närområde samt kompensera producenten enligt fastlagda tariffer. Kostnaderna för denna kompensation kan sedan överföras i flera steg på olika aktörer på elmarknaden. Den närmaste nätoperatören som är skyldig att betala elproducenterna enligt en fastlagd tariff blir kompenserad av stamnätsoperatören 52 uppströms. Stamnätsoperatörerna som utgör ett begränsat antal stora aktörer över hela förbundsrepubliken, med överblick över andra företag i samma bransch, har till uppgift att utifrån en lagstadgad fördelningsmekanism, sprida kostnaderna för den gröna elproduktionen mellan sig. De rättvist fördelade kostnaderna ska sedan föras över på samtliga elleverantörer i republiken, vilka producerar och levererar el på konventionellt sätt. Nedan beskrivs proceduren mer i detalj.
Offentliga nätoperatören som geografiskt ligger närmast producenten av den gröna elen är enligt lagen skyldig att köpa den el som produceras om tekniska förutsättningar finns för nätoperatören, samt mata in elen på nätet. Ofta driver de närmaste nätföretagen lokala nät, men det kan i vissa fall också bli fråga om högspänningsnät om exempelvis producenten av förnybar el driver en stor vindkraftspark. Om anslutning medför att nätoperatören
52 Översatt från engelskans ”transmission grid operator”. I Tyskland finns sju företag som opererar på stamnätsnivå. Vi använder systemoperatör som synonym.
måste öka nätkapaciteten är denne skyldig att utföra detta. El från förnybara källor har prioriterat tillträde till nätet framför konventionell el. Kompensation till elproducenterna ska utgå enligt fastlagda tariffer, se nedan.
De (oftast) lokala nätoperatörerna ska i sin tur bli kompenserade för kostnaderna för den gröna elen genom betalning från de uppströms liggande stamnätsoperatörerna, enligt samma tariffer.
Stamnätsoperatörerna är skyldiga att registrera mängden el som köps och den kompensation som utbetalas till nätoperatörerna. De har också till uppgift att fördela kostnaderna för kompensationen mellan de olika systemoperatörerna över hela förbundsrepubliken. Den 31 mars varje år ska således en beräkning göras över hur mycket energi som totalt har köpts och den procentuella andel som detta representerar relativt den totala mängden el som levererats till slutkonsumenter. Stamnätsoperatörer som har köpt en större mängd el från förnybara källor än genomsnittet är berättigade att sälja denna och kompenseras för de överskridande kostnaderna av andra systemoperatörer, tills alla operatörer har köpt en mängd energi som är lika med genomsnittet. Efter utjämningen ska varje stamnätsoperatör alltså bära kostnaderna för samma procentuella andel el från förnybara källor, relativt till det totala mängden el som matas in på nätet av operatören i fråga.
Anledningen till att fördelningsuppgiften läggs på stamnätsföretagen är att de utgör en liten grupp med ett begränsat antal aktörer vilka lätt kan utföra transaktioner som associeras med utjämningsproceduren. De kan också lätt övervaka varandra. Detta förfarande anses vara önskvärt av regeringen eftersom den tidigare lagstiftningen resulterade i att vissa regioner tvingades köpa in förnybar el vars värde låg långt över det nationella medelvärdet.
Efter det att stamnätsföretagen delat upp inköpen av den förnybara elen mellan sig ska de distribuera den köpta elen jämnt mellan de elleverantörer 53 som agerar inom operatörernas försäljningsområde. Elleverantörerna är i sin tur skyldiga att betala kompensation för den gröna elen. Inköpskravet gäller inte om över hälften av leverantörernas leveranser genereras från förnybara källor. Den andel förnybar el som elleverantören är skyldig att köpa in ska relateras till elleverantörens totala leveranser samt fördelas på så sätt att alla elleverantörer ska köpa in en lika stor andel. Kompensa-
53 Översättning från engelskans ”utility”. Elleverantörerna som här avses kan också vara producenter av såväl el från förnybara källor som av fossil el.
tionen som ska utgå beräknas som medelvärdet på kompensationen per kWh som betalas av samtliga nätoperatörer två kvartal tidigare. Elleverantörerna betalar alltså inte enligt den fastlagda tarifflistan utan betalar ett medelvärde för kostnaderna för alla olika teknologier av förnybar el. Elleverantörerna har möjlighet att föra över kostnaderna för den dyrare gröna elproduktionen på sina kunder genom höjda priser på sina totala elleveranser 54 eller att minska sina marginaler. Enligt regeringen beräknas kostnaderna för elen öka med mellan 0,01 och 0,02 DEM/kWh (0,45–0,9 öre/kWh)till följd av den nya lagen om el från förnybara källor.
KOMPENSATIONSNIVÅER
De fasta tillförseltarifferna är enligt den nya lagstiftningen knutna till produktionskostnaderna för elproduktion som baseras på förnybara källor. Lagen stipulerar en minimikompensation till sådan produktion.
De viktigaste faktorerna som ligger bakom de fasta kompensationsnivåerna är investeringskostnaderna, driftskostnaderna, mätkostnader och kostnader för kapital för speciella typer av installationer relaterat till deras livslängd samt till marknadsavkastningen på sysselsatt kapital.
Ansvaret för att övervaka och föreslå förändringar i kompensationen ligger på Ekonomi- och teknologidepartementet i samråd med Departementet för miljö, naturskydd och kärnkraftssäkerhet samt Departementet för livsmedel, jord- och skogsbruk.
För att ge utrymme åt teknologiska framsteg och förväntade kostnadsreduktioner kommer kompensationsnivåerna att minska genom en nominell sänkning år 2002. Denna kommer att uppgå till 1 procent för biomassa, 1,5 procent för vindkraft och 5 procent för solcellsanläggningar. Däremot kommer vattenkraftsanläggningar, deponi- och gruvgas samt gas från avloppsreningsverk endast att få en sänkning av kompensationsnivåerna genom inflationsökningen, eftersom dessa installationers potential för kostnadssänkningar
54 El som köpts upp till de fastlagda kompensationsnivåerna får inte säljas som el från förnybara källor till priser som ligger under medelvärdet för kompensationsnivåerna. Med andra ord ska elen inkludera de högre kostnaderna för ”grön” produktion likaväl som kostnaderna för annat såsom nätavgifter, licenceavgifter, miljöskatt och moms. Anledningen till denna regel är att inte de stora leverantörsbolagen, som fortfarande har en dominerande ställning på marknaden och köper upp den största delen av den ”gröna” elen, ska kunna dumpa priserna på denna el.
anses vara uttömd. Geotermiska installationer kommer inte att vara föremål för någon sänkning då det kommer att dröja några år innan sådana system tas i drift.
Vattenkraft <500 kW samt el baserad på gas från deponier, gruvor och avloppsreningsverk
Kompensation ska utgå om minst 0,15 DEM/kWh (66 öre/kWh).
Om kraftanläggningen har en installerad effekt över 500 kW utgår 0,15 DEM/kWh (66 öre/kWh) som ersättning för den energi som motsvaras av effekten upp till 500 kW. Kapaciteten ska beräknas som det årliga medelvärdet av den effektiva kapaciteten. För resterande elproduktion ges ett bidrag om 0,13 DEM/kWh (58 öre/kWh).
Biomassebaserad elproduktion
1. Minst 0,20 DEM/kWh (89 öre/kWh) om installationen har en kapacitet upp till 500 kW.
2. Minst 0,18 DEM/kWh (80 öre/kWh) för installerad effekt upp till 5 MW.
3. Minst 0,17 DEM/kWh (75 öre/kWh)för installerad effekt över 5 MW.
Geotermisk elproduktion
1. Minst 0,175 DEM/kWh (77 öre/kWh) för anläggningar med en kapacitet upp till 20 MW
2. Minst 0,14 DEM/kWh (62 öre/kWh) om installerad effekt är över 20 MW.
Vindkraftsproduktion
Den tidigare lagstiftningen med fasta tariffer tog inte hänsyn till var i landet vindkraften byggdes. I den nya lagstiftningen däremot ges högre bidrag till vindkraftsanläggningar som installeras i områden med sämre vindförhållanden. Meningen är att undvika utbetalningar av kompensation som är högre än vad som krävs för
att driva vissa anläggningar kostnadseffektivt samt att ge incitament till installation av vindkraftsanläggningar i de inre delarna av landet.
Kompensationen till vindkraftsgenerering ska vara minst 0,175 DEM/kWh (77 öre/kWh) under en period av fem år, från det datum då anläggningen startas. För de resterande 15 bidragsåren betalas 0,121 DEM/kWh ut (54 öre/kWh). Dessa bidrag kommer framför allt att gälla kustnära anläggningar med de bästa vindförhållandena. För anläggningar som är lokaliserade i områden med sämre vindförhållanden kan den högre kompensationsnivån emellertid förlängas upp till och med nio år.
Perioden under vilken den högre kompensationsnivån kommer att betalas ut beräknas genom en jämförelse med en referensinstallation. Installationen baseras på P-V kurvan (powerwind speed curve) för referensanläggningen, vilken bestäms utifrån de tekniska föreskrifterna för vindenergi som publiceras av Föreningen för främjande av vindenergi, FGW, 55 eller enligt en definition av MEASNET 56.
För havsbaserade vindkraftsanläggningar ska minimiperioden vara nio år.
Kompensationsreglerna innebär att vindkraftsanläggningar igenomsnitt över den 20-åriga bidragstiden kommer att erhålla följande priser för elproduktion:
Vid mycket bra geografiska lägen: 0,135 DEM/kWh (60 öre/kWh)
Lägen med medelgoda vindförutsättningar: 0,164 DEM/kWh (73 öre/kWh)
Inre delarna av landet: 0,173 DEM/kWh (77 öre/kWh).
Solel
Kompensation till solcellsanläggningar ska vara minst 0,99 DEM/kWh (4,38 kr/kWh).
Tillsammans med 100 000-taksprogrammet för solcellsanläggningar, se nedan, anses solceller vara en attraktiv lösning för privata investerare, även om kompensationen inte kommer att ge vinst under alla årets månader. Nivån på kompensationen har påverkats
55 Fördergesellschaft Windenergie56 Power performance Measurement Procedure definierad av Network of European Measuring Institutes.
av priserna som ges till solcellsanläggningar i det spanska stödsystemet.
Skyldigheten att betala kompensation för ytterligare solcellsanläggningar upphör, när den sammanlagda mängden anläggningar uppnått en installerad kapacitet av totalt 350 MW
P
. En övergång från kompensationen införs i och med att skyldigheten att betala kompensation inte upphör förrän den 31 december året efter att den totala kapaciteten nått den uppsatta maximala nivån. Att just 350 MW
P
valts som tak är ett resultat av att programmet för
100 000 tak-programmet har 300 MW
P
som mål och till detta har
adderats den kapacitet som för närvarande är installerad.
KOMPLETTERANDE STÖD TILL EL FRÅN FÖRNYBARA KÄLLOR
Utöver lagen om förnybar energi har Tyskland olika former av investerings- och räntestöd till vissa elproduktionsteknologier. Dessa ska ses som komplement till de fasta priserna som, enligt det tyska näringsdepartementet, är den absolut avgörande åtgärden för att främja produktion av grön el.
Investeringsstöd till taksolceller
Solcellsprogrammet 100 000 Dächer-Solarstrom-Programm syftar till att stimulera serieproduktion av solcellsanläggningar och därmed minska produktionskostnaderna. Programmet löper från 1999 till slutet av år 2003 och utgörs av investeringsstöd till nyinstallation och utbyggnad av solcellsanläggningar med en installerad toppeffekt om ca. 1 kWp.
Stödet ges i form av lån med subventionerad och fast ränta under en löptid av 10 år. Räntan fastställs i början av tioårsperioden och beräknas utifrån gällande ränta på kapitalmarknaden. Räntesatsen subventioneras med upp till 4,5 procentenheter. I juni 2001 betyder det att räntan ligger på ca. 1,9 procent. De två första åren är amorteringsfria. Lån kan beviljas på upp till 12 825 DM/kWp (56 800 kr) upp till en installerad effekt av 5 kWp. Om investeringen överstiger 5 kWp halveras lånebeloppet för den ytterligare installerade effekten.
Stödet är avsett för privatpersoner och små och medelstora företag. Det är tillåtet att kombinera investeringsstödet med andra stöd, såvida de sammanlagda bidragen inte överstiger den totala investeringskostnaden. För företag gäller att investeringsstödet får omfatta högst 40 procent av investeringskostnaden. De olika delstaterna har i vissa fall särskilda stödprogram.
Bidrag och investeringsstöd till el från förnybara källor
Stöd till småskalig vattenkraft, biogasanläggningar, nätverksanslutna solcells-anläggningar i skolor och biomassebaserad kraftvärme ingår i ett stödprogram som gäller förnybar energi generellt. Över 80 procent av stödet, som år 1999 uppgick till 200 miljoner DM (886 miljoner kr) gick till solvärmeanläggningar. Målet för programmet är att sänka produktionskostnaderna för energiteknologier som baseras på förnybar energi så att dessa blir ekonomiskt mer attraktiva. Bidragens storlek revideras årligen och kan alltså komma att minskas då teknologiernas konkurrenskraft ökar på marknaden. Programmet startade 1999 och pågår fram till och med 2003. Nedan redovisas endast de regler som gäller för elproduktion från förnybara källor.
Lån på upp till 100 procent av investeringskostnaden kan medges. Lånen löper på 20 år med en fast ränta under 10 år men är inte subventionerade. Stödet får, till skillnad från solcellsprogrammet, inte kombineras med andra investerings- eller rörelsebidrag.
Biomassebaserade anläggningar
Elproduktionsanläggningar ges bidrag om 100 DM per kW installerad effekt. Maximalt bidrag är 4000 DM.
Biogasanläggningar
Bidrag i form av nedsättning av lån kan ges till anläggningar som utvinner biogas från jord- och skogsbruk, fiskerinäring samt livsmedelsproduktion för elproduktion eller kraftvärmeproduktion. Nedskrivningen görs med ett belopp som motsvarar mellan 15 och
20 procent av investeringskostnaderna och högst 300 000 DM (1 328 788 kr) per anläggning.
Småskalig vattenkraft
Bidrag medges till installation, utbyggnad eller reaktivering av vattenkraftsanläggningar upp till en installerad effekt av 500 kW. Bidraget består av ett engångsbelopp till nyinstallationer om 1500 DM per kW installerad effekt (6644 kr/kW). Vid utbyggnad eller reaktivering är bidraget 600 DM (2657 kr). Reaktiveringen förutsätter att anläggningen inte använts under minst tre år.
Solcellsanläggningar
Nätverkskopplade solcellsanläggningar i skolor med en minsta toppeffekt på 1 kWp per modul kan få bidrag om 6000 DM (26 576 kr).
TYSKA STÖDSYSTEMET ENLIGT EG-RÄTTEN
Tvisten mellan Preussen Electra AG och Schleswag AG angående tolkningen av möjligheterna för elbolag att föra över kostnaderna för grön el på uppströms liggande företag, fick sin lösning under våren 2001 57. EG-domstolen uttalade sig i en preliminär bedömning och menade att de tyska ellagarna för betalning och kompensation inte är att betrakta som statsstöd. Inte heller kan det tyska stödsystemet sägas ha samma effekt som kvantitativa handelshinder enligt artikel 30 i EG-fördraget. Därmed gick EG-domstolen emot uttalandet av Generaladvokaten Jacobs, som året innan meddelade att stödsystemet var att betrakta som ett handelshinder. Nedan ges en översiktlig beskrivning av tvisten.
Enligt den tidigare ellagstiftningen i Tyskland (Stromeinspeisungsgesetz) var eldistributörerna skyldiga att köpa in all el från förnybara källor inom det egna upptagningsområdet till ett pris som beslutats av parlamentet. Om den gröna elen utgjorde mer än fem procent av bolagets totala elförsäljning, fick denna, från och
57 Judgement of the Court 13 march 2001. Case C-379/98.
med 1998, föra över merkostnaden till nästa företag som låg ”uppströms” i produktions- och distributionskedjan.
EG-domstolens utslag gäller ett fall där Preussen Electra (uppströmsföretaget) gått till domstol för att få tillbaka pengar som man betalat ut till företaget Schleswag som ligger nedströms i distributionskedjan. Schleswag, som ägs av Preussen Electra till över 65 procent, har sin verksamhet i norra Tyskland där förutsättningarna för vindkraftsproduktion är mycket goda. Andelen vindkraft stod för 0,77 procent av Schlewags totala omsättning i elförsäljningen under 1991. Denna andel hade ökat till 15 procent år 1998. De extra kostnader som drabbade företaget på grund av ellagstiftningens krav ökade från 5,8 miljoner DEM 1991 till 111,5 miljoner DEM 1998. Endast 38 miljoner DEM av dessa var enligt lagen Schlewags ansvar och resten skulle hänföras till uppströmsföretaget Preussen Electra. Till saken hör också att Schlewag inte var tillåten att lägga den ökade kostnaden på sina kunder.
Preussen Electra tog upp ärendet inför författningsdomstolen och hävdade att ersättningen som betalats ut till Schlewag inte var giltig enligt EG-lagstiftningen och skulle betalas tillbaka. Preussen Electra menade att ändringen av lagen som gjordes 1998, då gränsen för kompensationsansvar sattes till 5 procent för företagen nedströms i distributionskedjan, stod i strid med artikel 92 i fördraget om förbud mot statliga stöd. Författningsdomstolen begärde då av EG-domstolen ett förhandsbesked för att kunna avgöra tvisten.
EG-domstolen säger i sin preliminära bedömning att kravet som ställs (ställdes) enligt den tyska lagstiftningen på privata elleverantörer att köpa el producerad av förnybara källor till ett fast minimipris inte innebär någon direkt eller indirekt överföring av statliga medel till producenterna av elen. Därför kan det heller inte anses vara något statligt stöd. Denna slutsats kan, enligt domstolen, heller inte undermineras av det faktum att staten får in lägre skatteintäkter då elleverantörerna som ställs inför kravet att köpa in den dyrare elen får en lägre vinst som därmed genererar lägre skatt till staten.
EG-domstolen yttrade sig även angående artikel 30 i Romfördraget som förbjuder alla åtgärder som har samma effekt på import som kvantitativa handelshinder. Detta gäller alla nationella åtgärder som direkt eller indirekt hindrar faktisk eller potentiell handel inom EU. EG domstolen fann att den tyska lagstiftningen inte stod i strid med artikel 30. Domstolen grundade sitt ställningstagande
på de regler om miljöhänsyn som står inskrivna i EU:s fördrag, att förnybar energi främjar en förbättrad miljö samt att elmarknaden fortfarande är under avreglering och att vissa hinder för handel därmed fortfarande accepteras mellan medlemsländerna.
Även om den tyska lagstiftningen på elområdet skrivits om genom den nya lagstiftningen om el från förnybara källor, är stora delar av lagstiftningen uppbyggd på liknande sätt och därför har även EG-domstolens utlåtande betydelse för nuvarande rättsläge.
KÄLLOR:
Act on Granting priority to Renewable Energy Sources (Renewable Energy Sources Act) mars 2000.
Judgement of the Court 13 march 2001. Case C-379/98.
USA – TEXAS
ELMARKNADEN I TEXAS
En ökad marknadsöppning har underlättats efter införandet av en ny federal energilagstiftning, Energy Policy Act, 1992. Staten Texas lagstiftade 1999 om en avreglering av elmarknaden som ska vara genomförd 2002 58. Avregleringen förväntas leda till en ökad användning av förnybar el. Ett skäl till den förväntade ökningen är att producenterna är skyldiga att betala för utsläppsrätter enligt den federala miljölagstiftningen. Kostnaden för utsläppsrätten innebär att producenten av el från fossila källor måste internalisera den externa kostnaden för utsläpp av skadliga ämnen och koldioxid. Detta innebär i sin tur att kostnadsbilden förändras till fördel för el från förnybara källor. Dessutom finns konsumenter som efterfrågar förnybar el om de kan välja. Idag berättigade kunder, som industrier och andra kommersiella verksamheter, kan använda valet av grön el i sin marknadsföring.
Redan tidigare har Texas infört regler om öppet tillträde till nätet, särredovisning och inrättandet av en systemoperatör liknande de som den federala myndigheten för elfrågor 59 infört för
58Senate Bill 7, SB 759 Federal Regulatory Commission, FERC
övriga delstater. Texas lyder inte under federal jurisdiktion i detta avseende, eftersom Texas har sitt eget stamnät.
I USA producerades under 1998 totalt nästan 3804 TWh el. Av dessa var drygt 377 TWh eller 10 procent el från förnybara källor. Av den förnybara elen stod vattenkraften för knappt 78 procent, biomassa för 17 procent och geotermisk el för fyra procent. Vindkraften uppgick till 0,8 procent av den totala mängden el från förnybara källor.
I Texas är den el som kommer från förnybara källor närmast obefintlig. Av de 355 TWh el som producerades 1998 var 0,5 procent vattenkraft. Elproduktion från övriga förnybara källor uppgick till 0,13 GWh eller 0,00003 procent av den totala elproduktionen i staten 60. I Texas är elproduktionen framför allt baserad på kol och gas, vilka stod för 45 procent och 41 procent vardera av den totala elproduktionen. Kärnkraften stod för 13 procent.
STÖDSYSTEMET
Staten Texas Renewable Energy Credit Trading Program, REC, som börjar fungera den 1 januari 2002, är ett system med certifierad grön elproduktion och en skyldighet att använda en viss andel sådan el. Plikten kan uppfyllas genom köp av gröna certifikat.
Syftet med programmet är följande.
Att säkerställa att mängden el som produceras från förnybara energikällor i Texas kommer att öka med 2 000 MW och uppgå till minst 2 880 MW den 1 januari 2009.
Att införa ett program med köp- och säljbara värdepapper för förnybara energikällor för att se till att den nya produktionskapaciteten baserad på dessa källor byggs på det mest effektiva och ekonomiska sättet.
Att uppmuntra utvecklandet, uppbyggandet och drivandet av ny produktion baserad på förnybara energikällor på de platser i Texas, som har de bästa ekonomiska förutsättningarna att ta tillvara delstatens miljöanpassade resurser, att skydda och förbättra miljön i Texas och svara på allmänhetens efterfrågan på miljöanpassad energi.
60 Här räknas endast elproduktion från förnybara källor från så kallade Utilities( se nedan för definition) in. Statistik som inbegriper även produktion i non-utilities har inte gått att få fram. Källa: Department of Energy
Den 1 juni 2001 har ett större pilotprojekt påbörjats, som omfattar hela avregleringssystemet, dit frivilliga anmält sitt deltagande för att pröva systemet. I projektet finns också en REC-del. Kommersiella aktörer har visat stort intresse för att delta i projektet medan hushållen har varit mer avvaktande.
Kraftproducenter som är berättigade att delta i programmet kan få REC:s för energi producerad från den 1 juli 2001, ”early banking ”, för att öka likviditeten på REC- marknaden.
Aktörer på myndighetssidan
Public Utility Commission of Texas, PUCT, är delstatens tillsynsmyndighet och ansvarar för REC-programmets myndighetsfunktioner. PUCT har utfärdat föreskrifterna som styr programmet, certifierar (ackrediterar) produktionsanläggningar och beslutar om sanktioner. PUCT har också utsett den programadministratör som ska finnas enligt lagen. Den uppgiften har lagts på Electricity Reliability Council of Texas, ERCOT 61. Som programadministratör inom REC-programmet ska ERCOT hantera certifierade anläggningars REC-konton (se nedan), registrera kvotpliktsuppfyllelser och överlåtelser av certifikat, m.m.
Anläggningar som ingår
Anläggningar som tagits i drift tidigast den 1 september 1999 eller har en produktionskapacitet som är mindre än 2 MW får ingå i programmet.
Ett slags ”surrogatcertifikat”, REC off-set, för anläggningar som var i drift före den 1 september 1999 inrättas. Det gäller för 1 MWh förnybar el, liksom de reguljära REC, och kan ersätta ett sådant för att uppfylla kvotplikten, men kan inte handlas med som ett värdepapper.
61 ERCOT är ursprungligen ett samarbetsorgan för att säkra leveranssäkerhet, där producenter, nätägare, handlare och konsumentintressen, såväl organisationer som enskilda konsumenter, kan vara medlemmar. Det är också ett icke-vinstdrivande företag, som är systemansvarig på den texikanska elmarknaden.
Produktionstekniker/källor som berättigar till certifikat
Produktionsanläggningar för kraftslag enligt följande definition kan komma i fråga för certifiering: el baserad på en energikälla som förnyas naturligt på kort tid och utvunnen direkt eller indirekt från solen, från rörligt vatten eller annan naturlig rörelse eller mekanism i miljön. Häri innefattas energi från sol, vind, jordvärme, vatten, vågor eller tidvatten, biomassa eller biomassebaserat avfall, inklusive deponigas/biogas. Fossila bränslen och oorganiskt avfall ingår inte. En förnybar teknologi som kräver fossilt bränsle får inte använda det till mer än 2 procent av totala bränslebehovet. Anläggningar, byggda för fossila bränslen, som byggts om för att använda någon förnybar energikälla är inte berättigade.
Certifiering och kontroll
Produktionsanläggningar som är berättigade till REC:s och företag som får samla på sig REC:s måste ansöka om certifiering hos PUCT. Med certifieringen som grund inrättar ERCOT ett RECkonto för anläggningen/företaget. Kontot får ett eget anläggningsnummer som är konstant under hela dess livslängd, oberoende av eventuella ägarbyten eller namnändringar. Det är till för att kunna följa en programdeltagares produktion, försäljning, överföring, köp, och upphörande av REC:s. Ett konto som inte innehållit något REC på ett år, stängs av ERCOT efter en månads varsel. Alla enheter som genererar REC:s eller REC Offsets måste rapportera kvartalets produktion (MWh) till ERCOT inom 38 dagar efter varje kvartals utgång.
KVOTEN
Målet är att år 2009 uppnå en produktionskapacitet på ytterligare 2 000 MW el från förnybara källor utöver dagens produktion på 880 MW, alltså sammanlagt 2 880 MW. Det finns mål uppställda i absoluta tal för varje år mellan 2002 och 2019. Den totala produktionskapaciteten i Texas var 74 582 MW 62 år 1998, så andelen från förnybara källor förblir relativt liten.
62 Uppgiften från statistik över delstaternas Electricity Profiles, tillgänglig på Energidepartementets hemsida, www.eia.doe.gov.
Kvotplikten ligger på konkurrensutsatta elhandlare. Kvoten gäller för ett kalenderår, med avräkning senast den 1 april följande år. Den första kvotperioden utgörs av kalenderåret 2002 och kommer att följas av ytterligare 18 kvotperioder, vardera ett kalenderår lång. Programmet upphör den 31 december 2019.
Fördelning och kontroll av kvoter
ERCOT fördelar kvoter på deltagande elhandlare i procent av deras handelsvolym. Deltagande elhandlare måste lämna in förbrukningsdata månadsvis till ERCOT senast 38 dagar efter varje månads utgång. Endast el förbrukad av kunder i Texas ingår i den rapporterade mängden. ERCOT beräknar sedan förbrukningen per månad på grundval av dessa data.
Med början 2003, och varje år till och med 2020, ska ERCOT senast den 1 mars fördela REC-kravet för kvotuppfyllelse av föregående års kvot mellan de deltagande elhandlarna, på grundval av de data handlarna lämnat in.
Elhandlaren lämnar in sina certifikat för den gångna kvotperioden senast den 31 mars följande år till ERCOT, som dokumenterar att certifikaten upphört att gälla.
CERTIFIKAT
En REC eller ett certifikat är ett värdepapper som kan överlåtas och som motsvarar 1 MWh produktion från en certifierad produktionsanläggning som använder förnybara energikällor.
Anläggningar belägna utanför Texas kan bli certifierade för REC:s om a) den första mätpunkten för den anläggningen är belägen inom Texas och b) all produktion uppmätt i den aktuella inmatningspunkten i Texas stamnät kommer från den anläggningen.
En REC utfärdat från och med den 1 januari 2002 får som utgivningsdatum den kvotperiod, som utgörs av ett kalenderår, under vilket det är utfärdat. Livslängden för REC:s är tre kvotperioder. REC:s distribueras kvartalsvis och i efterskott av ERCOT till REC-anläggningar. Antalet REC:s som erhålls bestäms för varje anläggning av den fysiskt uppmätta produktionen i MWh. REC:s kan köpas och säljas, överföras samt upphöra att gälla. Handeln
med REC:s kan ske separat från handeln med energi. ERCOT skapar ett REC-konto/konton för den som vill delta i programmet.
Varje REC identifieras genom en nummerserie som ger information om utfärdandeår och -kvartal, typ av förnybar energi, anläggningens identitet samt mängden MWh producerad el under kvartalet i fråga. I princip ska produktionsanläggningar som mister sin ackreditering efter det inte få fler REC:s, men PUCT kan ge ERCOT en sådan instruktion. Utgivna REC kan dock användas som värdepapper under hela sin livslängd, se nedan.
Kvotplikten ligger på konkurrensutsatta elhandlare. Det finns två typer:
1. REP, retail electric provider, en leverantör som är registrerad som konkurrensutsatt handlare enligt lagstiftningen för avregleringen;
2. Kommunala utilities, produktions- eller distributionskooperativ
63
, som normalt inte arbetar på kommersiella villkor,
men som kan anmäla sig särskilt till att vara konkurrensutsatta i enlighet med lagstiftningen för avregleringen. De får då inte ta ut högre pris än marknadspris av sina ”inlåsta” slutkunder och får inte ersättning för t.ex. icke återvinningsbara investeringar.
Certifikaten säljs av den som har några att sälja, antingen genom att ha producerat mer förnybar el än det egna behovet, genom att ha sparat (från tidigare produktionsår eller från early banking-perioden) eller genom att ha köpt på sig REC:s.
Utöver vad som sagts ovan under avsnitt om kvoten, finns möjligheten för vem som så önskar att köpa REC:s som värdepapper i förhoppningen att efterfrågan och därmed priset ska öka när datum för kvotuppfyllelse kommer närmare.
63 Den amerikanska elmarknadens aktörer faller inom en av två kategorier, utilities och nonutilities
. Utilities är antingen privata bolag eller offentliga organ som bedriver elproduktion eller nätverksamhet för allmänt bruk. Traditionellt har en utility haft monopol på distribution och eller försäljning inom i ett specifikt geografiskt område. En del har även transmission
, överföring av el med spänningsnivåer mellan 138 och 765 kV. Utilities kan delas
in enligt fyra ägarkategorier: privatägda (investerowned utility, IOU), federalt ägda, övriga offentligt ägda (oftast kommunala, municipally owned utility, MOU) eller kooperativa. I det sistnämnda fallet kan det vara slutkunderna i glesbygdsområden som tillsammans äger distributionsföretaget eller distributörer som tillsammans äger en produktionsanläggning och överliggande nät (eller del av). Som en femte underkategori räknas numera de fristående elhandlarna, som etablerats som en följd av avregleringen. Nonutilities är enbart producenter, dels för eget bruk, dels för försäljning till utilities eller andra köpare. För att godkännas kan krav ställas på t.ex. användande av CHP eller förnybara energikällor. I gengäld garanteras en nonutility
som är en s.k. Qualified Facility avsättning för sin el till utilities till ett garanterat
pris.
HANDEL MED CERTIFIKAT
Handeln med certifikat börjar fungera i och med att early banking tillåts från den 1 juni 2001.
Sanktioner
Den elhandlare som inte kan redovisa sin tilldelade kvot av certifikat, får betala en straffavgift, som uppgår till den summa som är lägst av $ 50 eller 200 procent av det genomsnittliga priset för certifikat under det aktuella kvotåret. Redovisningen sker till ERCOT, som rapporterar vidare till PUCT, som har behörigheten att utfärda sanktioner.
Övervakning av handeln
Det är ERCOT som organiserar handeln med certifikat. Överlåtelsen av certifikat mellan två parter blir inte giltig förrän transaktionen registrerats där.
Handelsplats
Handelsplatsen blir sannolikt elektronisk.
Gränsöverskridande certifikathandel
I det material som funnits att tillgå nämns inte handel över gränserna, vare sig från andra delstater eller från Mexiko.
KOMPLETTERANDE STÖDSYSTEM OCH ÖVERGÅNG
Federala förslag om certifikatsystem
Det har under senare år lagts fram ett flertal förslag angående gröna certifikat på federal nivå i USA, Renewable Energy Portfolio Standards, men inget har ännu antagits. Nytillträdde President Bush har inte inkluderat något sådant system i det budgetförslag som lades fram våren 2001.
Det har funnits skillnader i de framlagda förslagen, framför allt när det gäller storleken på hur mycket el från förnybara källor som ska krävas, tid för programmet, definitionen på berättigade produktionsanläggningar och huruvida det ska införas något pristak för certifikaten. Clintonadministrationens förslag om certifikatsystem som lades fram för Kongressen i april 1999, inom ramen för ett lagförslag om elmarknaden 64, innebar krav på att inneha certifikat för alla amerikanska elleverantörer. Detta förslags framtid får betraktas som osäkert.
Federala stödsystem
I USA finns ingen enhetlig struktur för stöd till småskalig elproduktion från förnybara källor, utan delstaterna initierar egna program utifrån federalt uppställda riktlinjer 65. I flertalet delstater finns två former av stödsystem, men de varierar inbördes. Dels finns finansiella stödprogram som riktar sig till forskning och utveckling av förnybar el samt till producenter och konsumenter som väljer att köpa förnybar el. Dels finns också regleringar av sammansättningen av produktionsteknologier. Stater som Connecticut, Pennsylvania, New Jersey och Texas har program där minst en procent av elproduktionen ska vara förnybar år 2003 och minst fyra procent år 2009.
De nedan angivna programmen är nationella, men är frivilliga för varje delstat att delta i.
En miljon solcellstak
Ett nationellt program för solenergi initierades 1997 och har som målsättning att solceller- och/eller fångare ska finnas på en miljon hustak runt om i USA år 2010. Under år 2000 avsatte Department of Energy (DOE) 500 000 dollar till en fond, ur vilken delstaterna kunde söka medel för att starta samarbetsprojekt med lokala entreprenörer, eldistributörer, organisationer och lokala myndigheter. Offentliga byggnader såsom skolor, bibliotek och myndig-
64 Comprehensive Electricity Competition Act, förslag lagt inför Kongressen den 15 april 1999.65 Uppgifterna nedan är hämtade ur Stöd till småskalig el- och värmegenerering från förnyelsebara energikällor i USA. Rapport från Los Angeles på uppdrag av Energimyndigheten, Kristina Öhrvall, januari 2000, Sveriges tekniska Attachéer.
heter prioriteras och 10–25 projekt förväntades få mellan 10 000 och 50 000 dollar vardera. I övrigt förväntades varje stat organisera program för finansiella stöd.
Förutom ovannämnda program involveras delstaterna i en mängd projekt inom såväl forskning som installation av utrustning. Skattereduktioner, investeringsbidrag och nedskrivningar av lån för investering av utrustning kan sökas på delstatlig nivå. Ett system har också införts i 18 delstater vilket innebär att överskott av el som genereras genom solceller kan säljas tillbaka till elleverantören och därmed reducera elkostnaden för kunden. För detta krävs emellertid elmätare med funktion som klarar detta.
Vindkraft
Wind Powering America är ett långsiktigt projekt som startade 1999 med målsättning att 5 procent av USA:s elbehov ska genereras av vindkraft år 2020. Detta ska jämföras med 0,08 procent år 1997. Projektet har en budget på 1,2 miljarder dollar och kommer att dela ut medel till bland annat utveckling av turbiner, kraftöverföring anpassad för vindkraft, kompetensutveckling och geografiska studier.
Texas
Det nu aktuella systemet med REC:s är det första stödet i stor skala som ges till förnybar el i Texas. Ett mindre stöd ges i form av en skatterabatt för egenproducenter, som använder sol- och vindkraft. De får en skattenedsättning för den del av värdet av sina tillgångar som hänför sig till installationer och apparater som används i sådan produktion 66.
Omställningsfond – System Benefit Fund
Omställningsfonden System Benefit Fund har inrättats för att hantera vissa specifika frågor i samband med omställningen till en avreglerad elmarknad. Fonden ska kompensera stat, skoldistrikt
66 Texas Tax Code. Chapter 11. Taxable Property And Exemptions, § 11.27, hämtade från www.capitol.state.tx.us/statutes.
och låginkomsttagare för sämre villkor som uppkommit genom avregleringen av marknaden. Fonden finansieras genom en avgift per förbrukad kWh.
Skatterabatter
Ett företag kan göra avdrag i bolagsskatten för solenergi-, vindkrafts- och biomasse-anläggningar på ettdera av två sätt: 1) den totala kostnaden för systemet kan dras av från företagets beskattningsbara tillgångar eller 2) 10 % av kostnaderna för systemet dras av från företagets inkomster. Det finns ingen övre gräns för detta stöd. Fastighetsägare, inklusive enskilda hushåll, beskattas inte för det ökade värde en solenergi- eller vindkraftsanläggning tillför fastigheten.
Ett företag vars hela verksamhet består i att tillverka, sälja eller installera solenergianläggningar är undantagna från bolagsskatt. Det finns ingen övre gräns för detta stöd, som är det enda i sitt slag i USA.
Styrande regelverk
Delstatslagar kräver att delstatsadministrationen vid byggnation jämför kostnaderna för olika energikällor. Om det är ekonomiskt genomförbart ska det förnybara alternativet väljas, även om det inte är ekonomiskt fördelaktigt.
REP måste i sin information till kunderna (Electricity Facts) ange energikällan till den el de säljer samt specificera de luftutsläpp som elen ger upphov till.
Netto-mätare
Utilities i Texas måste erbjuda kunder som har en anläggning som producerar upp till 50 kW el från förnybara källor – sol, vind, vatten (även tidvatten och vågkraft), biomassa, deponigas och geotermisk el – en särskild mätare, som mäter elflödet åt båda håll, ”Net metering”. Syftet är att det enskilda hushållet genom egenproduktion från förnybara energikällor ska kunna minska sina kostnader för el.
KÄLLOR:
Public Utility Commission of Texas. Chapter 25 Substantive Rules Applicable to Electric Service Providers, hämtade från www.puc.state.tx.us/rules.
ERCOT Protocols, Section 14: Renewable Energy Credit Trading Program hämtade från www.ercot.com /ERCOT Quick Links/sök: Protocols.
The Changing Structure of the Electric Power Industry 2000: An Update, Rapport från Energy Information Administration (U.S.A:s Energidepartement), som finns på www.eia.doe.gov/cneaf/electricty/page/pubs.html. (Kapitlet om Texas avreglering finns på sid. 85, men även en del annat bakgrundsmaterial kommer från rapporten.)
2001 Scope of Competition in the Electric Industry of Texas – Report to the 77th Texas Legislature by The Public Utility Commission of Texas, January 2001, hämtad från www.puc.state.tx.us/electric/reports/index.cfm. (Avsnitt 6)
ÖSTERRIKE
ELMARKNADEN
I december 2000 antogs en ny ellagstiftning för Österrike. Enligt denna ska elmarknaden i Österrike vara helt avreglerad och öppen för konkurrens från oktober 2001. Samtidigt med avregleringen av elmarknaden har man även gjort en översyn av villkoren för el från förnybara källor. I samma lag fastslås även en kvot om 8 procent för el från små vattenkraftverk samt att producenter får sälja certifikat.
Den österrikiska ellagen definierar sex allmännyttiga tjänster, varav två rör el från förnybara källor. Förnybar el har enligt lagen prioriterat tillträde till elnätet. Dessutom finns ett förbud för köp av el från anläggningar som inte uppfyller EU:s miljökrav. Vidare ska distributörer på regional nivå se till att tre procent av elanvändningen år 2005 kommer från anläggningar som producerar el från biomassa/biogas, geotermisk el, vind eller sol.
Elproduktionen i Österrike baseras till ungefär 70 procent på vattenkraft och 30 procent på värmekraft, där en majoritet av kraftverken använder naturgas. Ungefär 25 procent av den totala elproduktionen baseras på kraftvärme inklusive industrins egenproduktion. Av den totala förnybara elen stod vattenkraften för nära 96 procent år 1998. Biomassa stod samma år för fyra procent av den gröna elen. Vindkraften i Österrike är marginell och uppgick detta år till 45 GWh.
STÖDSYSTEMET
Enligt ett ursprungligt förslag skulle ett certifikatsystem gälla för el från samtliga nya förnybara källor. Förslaget bemöttes emellertid med hård kritik och modifierades så småningom så att endast småskaliga vattenkraftsanläggningar omfattas. Systemet ska starta i oktober 2001.
Berättigad elproduktionsteknik – småskalig vattenkraft
Certifikatsystemet ska omfatta alla vattenkraftsanläggningar, oavsett byggnadsår, under förutsättning att anläggningen har en effekt på upp till 10 MW. Det åligger regeringarna i den nio regionerna att certifiera berättigade anläggningar. I praktiken ska certifieringen handhas av den nyinrättade elövervakningsmyndigheten, Elektrizitäts Controll GmbH. Godkända företag eller organisationer kan i sin tur anlitas för att bedöma om produktionsanläggningar uppfyller de krav som ställs för certifiering.
I den nya ellagen67 som antogs i december 2000 anges rambestämmelser för stödsystemet med överlåtbara gröna certifikat för småskalig vattenkraft. Här anges när systemet ska införas samt att kvoten för el från småskalig vattenkraft ska uppgå till 8 procent. Regeringarna i landets nio regioner ska fastställa de genomförandebestämmelser som ska gälla i respektive region.
På uppdrag av ministeriet för jordbruk, skogsbruk, miljö och vattenbruk har en studie genomförts avseende sambandet mellan energimarknaden och miljöskydd 68. I studien undersöks kopp-
67 Elektrizitätswirtschafts- und Organisationsgesetz – ELWOG 2000.68 Rapportens titel är ”Energimarknad och miljöskydd: utvärdering för Österrike” och har tagits fram av energimyndigheten i Österrike, Energieverwertungsagentur – EVA, och Institutet för energiekonomi vid Tekniska högskolan i Wien
lingar mellan en avreglerad elmarknad och energiproduktion från förnybara källor. I rapporten ges även en rad rekommendationer inför några av de detaljvillkor för certifikatsystemet som ska fastställas av de regionala regeringarna.
Fasta priser för annan el från förnybara energislag
I Österrike gäller köpplikt med fasta minimipriser för vindkraft, solel, inhemsk biomassa, biogas, deponigas, rötgas och geotermisk energi enligt regionala bestämmelser, se nedan. Även dessa källor skulle ursprungligen omfattas av det nya certifikatsystemet. Anledningen till att endast småskalig vattenkraft kom att omfattas av ett certifikatsystem är att stöd genom köpplikt och fastpriser inte har slagit väl ut för småskalig vattenkraft.
KVOTEN
Andelen el från småskalig vattenkraft uppgår beroende på beräkningsmetod till ungefär 7–7,5 procent. Basen för beräkning av kvoten är den totala inhemska elanvändningen exklusive pumpkraft. Den federala regeringen har fastställt att kvoten på 8 procent ska gälla från oktober 2001.
I de federala rambestämmelserna anges ingen särskild tidsbegränsning för hur länge denna kvot ska gälla. Dynamiken genom ökad efterfrågan på el från småskalig vattenkraft väntas komma genom att elanvändningen ökar. Elanvändningen väntas öka med 1–2 procent årligen.
För att övervaka elmarknaden inrättas i samband med elreformen två nya oberoende myndigheter. Med oberoende avses att de inte ska kunna styras från näringsministeriet. Det ena organet är en fristående statlig elövervakningsmyndighet, Elektrizitäts Controll GmbH. Denna ska bland annat certifiera berättigade elproducenter, övervaka certifikat-handeln, kontrollera att utgivning av gröna certifikat inte missbrukas och övervaka kvotuppfyllelse.
Den andra nya myndigheten är ett övervakningsråd, Controll Kommission. Övervakningsrådet ska utgöras av tre personer som på deltid övervakar elövervakningsmyndighetens arbete.
Hur hantera variationer i utbud?
Utbudet av kvalificerad el på kort sikt är framför allt väderberoende och i utvärderingsrapporten ges tre förslag för att hantera variationer i utbudet. Det första innebär att certifikaten ska ha en längre giltighetstid än 1 år, dvs. att det är möjligt att spara certifikat. Denna åtgärd fungerar emellertid inte om certifikatsystemet inleds med flera torrår.
Det andra förslaget innebär att certifikatens värde kopplas till normalårsproduktion av vattenkraft genom omräkning med en standardiseringsfaktor. En nackdel är att certifikatens värde blir oklar och inte kan fastställas förrän vid periodens slut.
Ett tredje förslag är att kvotplikten kopplas till normalårsproduktion för vattenkraft, dvs. en slags normalårskorrigering av kvotpliktens storlek. Också detta alternativ innebär vissa avsteg från ett tydligt och transparent system men eftersom certifikatets värde är konstant finns fortfarande möjligheten att spara och handla med certifikat. I utvärderingsrapporten rekommenderas i första hand att certifikatens giltighetstid inte ska begränsas.
I den nya federala ellagstiftningen ges emellertid inga anvisningar om hur variationer i väderberoende vattenkraftproduktion och därmed förutsättningen för kvotuppfyllelse ska hanteras.
CERTIFIKAT
Ett certifikat ska motsvara 100 kWh eller en multipel av 100 kWh. Avräkning av att konsumenten eller elhandlaren innehar rätt antal certifikat ska i princip ske en gång per år. Men även här ges länderna möjlighet att besluta om detta på regional nivå.
Det har diskuterats att en kort giltighetstid för certifikaten medför att utbudet av kvalificerad elproduktion i praktiken blir konstant. Utbyggnad och effektivisering sker endast i begränsad omfattning på kort sikt så att utbudskurvan för kvalificerad elproduktion framför allt beror på variationer i väderleken. För att nå bättre prisstabilitet och en handel som är mer jämnt fördelad över kvotperioden har det rekommenderats att det ska vara möjligt att spara certifikat, banking, att låna certifikat samt att medel från en särskild fond vid behov används för att ingripa på marknaden.
I de federala rambestämmelserna anges inte om certifikaten ska kunna sparas eller utfärdas innan den fysiska elproduktionen skett. Det åligger de nio regionerna att besluta om detta.
Övervakning och sanktioner
Den nätägare som äger nätet där el från berättigad småskalig vattenkraft matas in ska garantera att utgivna certifikat motsvaras av el som producerats vid certifierad småskalig vattenkraftanläggning. Det åligger ägaren av produktionsanläggningen att se till att nödvändig mätutrustning installeras.
Utgivning, överlåtelse av certifikat och avräkning av certifikat ska handhas elektroniskt. Elövervakningsmyndigheten, Elektrizitäts Controll GmbH, ska övervaka att hanteringen av certifikat sker i enlighet med bestämmelserna. Vid missbruk utgår ett högt vite och dessutom förlorar producenten certifiering som berättigad anläggning samt rätten att utfärda certifikat.
Kvotpliktiga
Slutkonsumenten är skyldig att visa att 8 procent av den el som konsumerats kommer från inhemska småskaliga vattenkraftsanläggningar. Konsumenten visar att skyldigheten fullgjorts genom att uppvisa rätt antal certifikat.
I praktiken är det elhandelsföretagen som är skyldiga att se till konsumenterna uppfyller kvotkravet. Elhandelsföretagen ska redovisa certifikaten till elövervakningsmyndigheten.
HANDEL MED CERTIFIKAT
Den federala ramlagen innehåller inga prisbestämmelser om minsta respektive högsta pris som ska tillåtas för certifikaten. Om kvotkraven om 8 procent inte uppfylls ska en straffavgift betalas. Straffavgiften ska utgöra mellanskillnaden mellan elpriset och det genomsnittliga elproduktionspriset för el från småskalig vattenkraft. Straffavgiftens exakta nivå ska fastställas i de regionala genomförandebestämmelserna.
Medlen från straffavgiften går in i en fond. Fondmedlen ska användas för att främja elproduktionsanläggningar som använder förnybara källor.
Handeln ska övervakas av elövervakningsmyndigheten. De närmare bestämmelserna för handeln ska fastställas på regional nivå. Det har ännu inte fastlagts om handeln ska ske via en börs, via mäklare och/eller bilateralt.
Systemet avser explicit vattenkraft från småskaliga inhemska anläggningar. Det betyder att utländsk småskalig vattenkraft inte berättigar till certifikat. Dessutom godkänns inte utländska certifikat för kvotuppfyllelse.
KOMPLETTERANDE STÖDSYSTEM OCH ÖVERGÅNG
Enligt den nya ellagen från 2000 anges även fasta kvoter för andelen förnybar el i förhållande till den totala elanvändningen i landet. Kvoten ska öka med 1 procentenhet vartannat år enligt följande schema:
Tidpunkt Minsta andel – kvot 1 oktober 2001 1 % 1 oktober 2003 2 % 1 oktober 2005 3 % 1 oktober 2007 4 %
De källor för elproduktion som är berättigade att delta i systemet är fast och flytande biomassa, biogas, röt- och deponigas, geotermisk el, vindkraft och solel.
För att dessa mål ska kunna nås gäller för alla nya förnybara elproduktionskällor utöver småskalig vattenkraft i Österrike köpplikt i kombination med fastprisstöd. De fasta ersättningarna varierar för olika produktionsteknologier. Vidare fastställs ersättningsnivåerna på regional nivå, vilket innebär ersättningsnivåerna skiljer åt sig i olika länder i Österrike. Dessutom gäller olika ersättningsnivåer beroende på årstid (sommar respektive vinter) samt tid på dygnet (dag, natt respektive helg).
KÄLLOR
http://www.agores.org/POLICY/NAT_STRATEGY/MEMBERS /OS/default.htm
Sammanställning om stöd, endast på tyska. http://www.eva.wsr.ac.at/esf/index.htm
Rapporter: Energimarknad och miljöskydd: utvärdering för Österrike, „Energiebinnenmarkt und Umweltschutz: Evaluierung für Österreich”, Institutet för energiekonomi, Tekniska högskolan i Wien, Österrike
Reinhard Haas (ed.), Promotion Strategies for Electricity from Renewable Energy Sources in EU Countris, Joint report by the cluster ”Green electricity” co-financed under the 5th framework programme of the European Commission, December 2000.
UTVECKLINGEN INOM EU
EU:S VITBOK OM ENERGI FRÅN FÖRNYBARA KÄLLOR
Vitboken om förnybar energi omfattar en gemenskapsstrategi och en handlingsplan för att öka användningen av förnybara energikällor. Målet är att dessa energikällor ska svara för 12 procent av den totala energianvändningen inom EU år 2010. Det motsvarar ungefär en fördubbling i förhållande till dagens nivå. Elsektorn svarar för ungefär 40 procent av den totala energianvändningen inom EU. För att nå det uppsatta målet om en fördubblad användning av förnybara energikällor krävs en kraftig ökning av förnybara källor för elproduktion. Förslaget till direktivet för att främja elproduktion baserad på förnybara energikällor (se ovan) är ett steg. Andra instrument (se ovan) är delar i ramprogram för FoU (inklusive demonstration), ALTENER-programmet samt upptaktskampanjen för förnybara energikällor, Campaign for Take-Off.
Länk till vitboken: http://europa.eu.int/en/comm/dg17/599fi_en.htm
DIREKTIV OM FÖRNYBAR EL
I maj 2000 presenterade EU-kommissionen ett förslag till direktiv för att främja el från förnybara källor. Direktivet anger som mål att öka andelen el baserad på förnybara källor, RES-E), från knappt 14 procent år 1997 69 till 22 procent år 2010. Det övergripande målet för EU har fördelats med specifika målsiffror för varje medlemsland. Dessutom behandlar direktivet en definition för RES-E, ett framtida stödsystem, ursprungsgarantier och nätfrågor. Direktivet ska beslutas i medbeslutsförfarande mellan ministerrådet och Europaparlamentet (EP). Ministerrådet kunde i december år 2000 nå en politisk överenskommelse. EP och rådet har under sommaren 2001 kunnat enas om direktivförslaget utan förlikning. Direktivet kommer formellt att antas av ministerrådet i september 2001 och träder i kraft i samband med att det publiceras i Europeiska gemenskapens officiella tidning, EGT.
Kommissionens förslag till direktiv: http://europa.eu.int/eur-lex/sv/com/dat/2000/sv_500PC0279.html
Dokument rörande Ministerrådets ståndpunkter: http://register.consilium.eu.int/pdf/en/01/st05/05583en1.pdf http://register.consilium.eu.int/pdf/en/01/st05/05583-r1en1.pdf http://register.consilium.eu.int/pdf/en/01/st03/03648en1.pdf
Texter antagna av Europaparlamentet: http://www.europarl.eu.int/guide/search/docsearch_sv.htm#texts
EU:S STATSSTÖDSREGLER
År 1994 antog den Europeiska kommissionen gemensamma riktlinjer om statsstöd för miljöskydd. Åtgärder på miljösidan har utvecklats sedan dess, inte minst efter antagandet av Kyotoprotokollet. Flera medlemsländer har ökat statsstöden inom energisektorn, t.ex. genom skattelättnader.
Sedan den 1 januari 2001 gäller nya riktlinjer som ska underlätta sådana åtgärder. Enligt bestämmelsernas principer ska kostnader för miljöskydd ”internaliseras” i företagens produktionskostnader och priserna ska omfatta eventuella negativa externa effekter från produktion eller marknadsföring. Bestämmelserna omfattar
69 Andelen el från förnybara källor skiljer sig här från den som anges under statistikavsnittet ovan. Det beror på att statistiken enligt direktivförslaget beräknar andelen el från förnybara källor i förhållande till den totala elanvändningen. Statistiken ovan visar andelen el från förnybara källor i förhållande till den totala bruttoelproduktionen.
förnybara energikällor, el från förnybara energikällor och miljöskatter. Som miljöstöd räknas i vissa fall investeringar och driftstöd för att spara energi, kraftvärme och främjande av energi från förnybara källor.
Se även kapitlet om Tyskland, avsnittet Tyska stödsystemet enligt EG-rätten.
Länk till bestämmelser för statsstöd till miljöskydd: http://europa.eu.int/eur-lex/sv/dat/2001/c_037/ c_03720010203sv00030015.pdf
RECS OCH ANDRA INITIATIV
Utöver de stödsystem med gröna certifikat som utarbetas i enskilda länder pågår en rad projekt eller initiativ av mer övergripande karaktär: RECS, RECERT, ELGREEN och INTRACERT.
RECS
Beteckningen står för Renewable Energy Certificate System, RECS. Initiativ till projektet togs i början av år 1999 av aktörer inom energiindustrin. Numera deltar över 50 organisationer och företag. Verksamheten samordnas av energiindustriföretagen EnergiNed (NL), DEF (DK), ENEL (I), Electrabel (B), HEW (D) och Enfo (N).
Den bärande idén är att de nationella systemen med gröna certifikat kan och bör harmoniseras. Många av de frågeställningar som måste hanteras när enskilda stater bygger upp ett system för handel med gröna certifikat är likartade. Arbetet kan effektiviseras om länderna hjälps åt. Några av dessa likartade frågeställningar är exempelvis vilka energikällor som ska ingå i systemet, vilken information certifikaten ska innehålla, certifikatens livslängd osv. RECS ska fungera som en plattform för informationsutbyte kring dessa frågor för berörda aktörer, både bland företag och regeringar.
Ytterligare information finns via: http://www.recs.org
RECERT
Beteckningen står för The European Renewable Electricity Certificate Trading Projekt, RECerT. Projektet är delfinansierat genom den Europeiska kommissionens femte ramprogram för forskning och utveckling. Projektet drivs av det brittiska konsultföretaget Energy for Sustainable Development, ESD. Dessutom är ytterligare 26 parter från olika EU-länder involverade.
Det övergripande målet är att bidra till att nå det indikativa målet enligt vitboken för förnybar energi att förnybara energikällor år 2010 ska stå för 12 procent av den primära energitillförseln, se ovan. Syftet med RECerT är att marknadsutvecklingen samordnas, att information och kunskap sprids samt att hinder för handel av förnybara energikällor bland medlemsländerna minimeras.
Verksamheten är inriktad på att sprida information om ett nytt marknadsinstrument, dvs. RECS eller överlåtbara gröna certifikat. Detta har skett genom anordnande av seminarier i olika EU-länder. Dessutom pågår under våren 2001 ett internationellt, webbaserat simuleringsspel för handel med gröna certifikat. Syftet är att visa att systemet kan fungera i praktiken.
Ytterligare information nås via: http://recert.energyprojects.net
ELGREEN
Forskningsgruppen utgörs av Institutet för energiekonomi vid Tekniska Högskolan i Wien (IEW), IT-Power Ltd, FhG-ISE och KEMA. Projektet är delfinansierat genom den Europeiska kommissionens femte ramprogram för forskning och utveckling.
Syftet med detta projekt är att utforma en modell för en europeisk handel med gröna certifikat. Därför ska en ansats utarbetas för att stegvis harmonisera de olika instrumenten som för närvarande tillämpas i olika länder.
Delmålen för projektet är många och omfattar bland annat att framgången för de olika stödformerna som för närvarande tillämpas i EU:s medlemsländer ska analyseras. Vidare ska kompatibilitet av olika ansatser, tillträde till elnätet, olika grad av marknadsöppning och mellanstatliga begränsningar analyseras. Dessutom ska en modell för en grön elbörs utvecklas och budgivningsstrategier för aktörer på denna elbörs utarbetas. Kostnader och vinster av
handel med gröna certifikat ska uppskattas för EU:s medlemsländer, för konsumenter och producenter. Slutligen ska rekommendationer för harmonisering av regler för nättillträde och överföring samt handlingsplaner tas fram.
INTRACERT
Forskningsparterna är ECN, University of Warwick, Centre for European Economic Research – ZEW, Risø National Laboratory och UAM. Projektet är delfinansierat genom den Europeiska kommissionens femte ramprogram för forskning och utveckling.
Målet för verksamheten är att undersöka potentialer och konsekvenser av ett internationellt system för handel med gröna certifikat med avseende på EU, nationella policyåtgärder för förnybar energi respektive klimatpolitiken. Därvid ska särskilt följande områden belysas: möjligheten att kombinera gröna certifikat för el, värme och gas, att koppla gröna certifikat till andra befintliga marknadsinstrument, särskilt överlåtbara utsläppsrätter samt möjliga marknadsstörningar och konsekvenser om överlåtbara utsläppsrätter och gröna certifikat utformas på ett felaktigt sätt.
STATISTIK ÖVER EL FRÅN FÖRNYBARA KÄLLOR 1985– 1998
Inom EU som helhet har bruttoproduktionen av el från förnybara källor, RES-E, ökat med närmare 20 procent mellan åren 1985– 1998. Under samma period har den totala bruttoproduktionen av el ökat med 37 procent. Andelen el från förnybara källor var år 1985 drygt 17 procent och år 1998 ungefär 15 procent. I de flesta länder i Europa är det vattenkraft som står för merparten av elen från förnybara källor.
Figur 1 Elproduktion inom EU mellan åren 1985–1998, brutto,
GWh.
0
500000 1000000 1500000 2000000 2500000 3000000
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998
GWh
RES-E
Övrig elproduktion
Figur 2 Elproduktion inom EU och Norge år 1998, brutto, GWh.
100000 200000 300000 400000 500000 600000
Belgien Danmark
Finland Frankrike Grekland
Irland Italien
Luxemburg Nederländerna
Norge Portugal Spanien
Storbritannien
Sverige Tyskland Österrike
Övrig el
Vattenkraft
Vindkraft
Biokraftvärme
Solel
Geotermisk el
Figur 3 Vattenkraft i Europa 1985–1998, GWh.
0
20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998
Belgien
Danmark
Finland
Frankrike
Grekland
Irland
Italien
Luxemburg
Nederländerna
Norge
Portugal
Spanien
Storbritannien
Sverige
Tyskland
Österrike
Figur 4 Vindkraft i Europa 1985–1998, GWh
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998
Belgien Danmark Finland Frankrike Grekland Irland Italien Luxemburg Nederländerna Norge Portugal Spanien Storbritannien Sverige Tyskland Österrike
Figur 5 Biovärmekraft i Europa 1985–1998, GWh.
0
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998
Belgien
Danmark
Finland
Frankrike
Grekland
Irland
Italien
Luxemburg
Nederländerna
Norge
Portugal
Spanien
Storbritannien
Sverige
Tyskland
Österrike
Figur 6 Geotermisk el i EU 1985-1998, GWh.
Källa: Eurostat.
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998
EU
Italien
Portugal
Bilaga 4A
Prisdannelsen i et grønt sertifikatmarked
ECON-notat nr. 60/01, Prosjekt nr. 35320 Offentlig KLM/pil, JBR, 5. september 2001
ECON Senter for økonomisk analyse
Postboks 6823 St. Olavs plass, 0130 Oslo.Tlf: 22 98 98 50, Faks: 22 11 00 80, http://www.econ.no
Innhold:
1 Innledning ...............................................................143
2 Grønne sertifikater eller anbudskonkurranser ...............144
3 Synspunkter på spørsmålene......................................145
3.1 Hva innebærer markedsmakt? .............................................. 145 3.2 Hvilken utstrekning kan markedsmakt få? ......................... 148
3.3 Hvordan vil prisdannelsen fungere? .................................... 150 3.4 Hva blir volum, omfang og likviditet i markedet? .............. 151
3.5 Kostnadseffektivt for å redusere CO2-utslipp?.................. 152
4 Konklusjoner ............................................................153
1 Innledning
ECON har på oppdrag for Elcerth-utredningen utredet spørsmålet om hvordan innføringen av et grønt sertifikatmarked i Sverige vil påvirke det ordinære kraftmarkedet. Resultatene fra dette oppdraget er dokumentert i ECON-rapport 51/01. I tillegg har ECON fungert som ”bollplank” for Elcerth-utredningen omkring noen spørsmål, primært relatert til prisdannelsen i et slikt sertifikatmarked:
1. Vad innebär ”marknadsmakten” på marknaden för el från förnybara energikällor?
2. I vilken utsträckning kan vi vänta oss att enskilda producenter (företag) genom marknadsaktioner försöker och kan påverka priset i märkbar omfattning?
3. Hur kommer prisbildningen att fungera (begränsat till den svenska marknaden)?
4. Vilken volym, omfattning och likviditet kan certifikathandeln förväntas få på den svenska marknaden?
5. Hur mycket skiljer sig certifikathandeln som metod för att reducera CO
2
-utsläpp i kostnadseffektivitet från den/de mest effektiva
metoderna för sådana åtgärder?
Dette notatet er en oppsummering av ECONs kommentarer omkring disse spørsmålene. Av hensyn til oppdragets begrensete omfang er dette ikke å betrakte som en full utredning, men snarere oppsummering av en diskusjon mellom ECON og Elcerth-utredningen den 14. august 2001. På dette møtet ble det også diskutert å ha en overgangsordning med anbudskonkurranse på støtte til kraftproduksjon basert på ny, fornybar energi. Også en slik ordning er kort diskutert i dette notatet. Vi har først et kort kapittel der vi redegjør for vårt syn på hvor like de to ordningene kan være.
2 Grønne sertifikater eller anbudskonkurranser
Hensikten med å innføre et marked for grønne sertifikater må være å stimulere til økt produksjon av el basert på nye, fornybare energikilder. Markedsløsningen er tiltrekkende for å sikre kostnadseffektivitet. Vi mener at et godt utformet anbudssystem kan bli svært likt et marked med grønne sertifikater.
Enten man lager et marked for grønne sertifikater eller anbudskonkurranser er det viktig å lage en god design. I hovedtrekk mener vi at man kan oppnå de samme egenskapene med begge ordningene:
Verken et sertifikatmarked eller anbudskonkurranser trenger å skille mellom ulike teknologier som tilfredsstiller kravet til grønn el.
Verken et sertifikatmarked eller anbudskonkurranser trenger å skille mellom ulike produsenter eller land. Svenske myndigheter kan velge å la spanske produsenter få utstede sertifikater eller delta i anbudskonkurranser. Så lenge EU, eller en majoritet av EU-landene ikke har et felles system burde ikke handelsgevinster tale til fordel for noen av systemene.
Både sertifikatmarked og en anbudskonkurranse slik de er tenkt vil diskriminere investeringer i enøk-tiltak og miljøvennlig varmeproduksjon.
Også ved anbudskonkurranser kan man oppnå ”dynamisk effektivitet”. Med det mener vi at det er mulig å endre byggeplaner dersom det for eksempel skjer en uforutsett teknologisk utvikling som favoriserer annen type teknologi enn den som fikk tilslaget i anbudskonkurransen. Det kan man oppnå ved å utstede omsettelige anbudsgarantier til de som vinner i en anbudskonkurranse.
Også ved anbudskonkurranser kan man lage et selvfinansierende system ved samtidig å pålegge en forbruksavgift.
Den viktigste forskjellen mellom et marked med grønne sertifikater og anbudskonkurranse er hvem som kjøper ”sertifikatene” fra grønn el. I et sertifikatmarked er det de enkelte konsumentene som kjøper et visst volum med sertifikater. Sannsynligvis vil dette primært være etter pålegg fra myndighetene. I stedet for å pålegge
de enkelte konsumentene å kjøpe en viss mengde sertifikater, kan myndighetene kjøpe dem på deres vegne. Da ”opptrer kjøperne samlet” og kan innby til en anbudskonkurranse mellom ulike produsenter.
Vi tror at man kan lage et mindre rigid system ved bruk av anbudskonkurranser og at dette vil redusere problemer med markedsmakt og volatilitet i priser. Dette er nærmere beskrevet i neste kapittel.
3 Synspunkter på spørsmålene
Nedenfor følger våre synspunkter omkring de fem spørsmålene. For hvert spørsmål ser vi først på situasjonen med et grønt sertifikatmarked og deretter på en anbudsordning.
Det finnes flere definisjoner av markedsmakt. En av dem er denne:
Markedsmakt er når en eller flere aktører i et marked kan og vet at de kan påvirke prisen i markedet slik at de selv kommer bedre ut enn i frikonkurranse.
Når det ikke er markedsmakt i et marked, har man det som kalles frikonkurranse. Da vil prisen per definisjon være definert av krysningspunktet mellom etterspørselskurven og marginalkostnadskurven. Det er illustrert på den venstre figuren nedenfor. Legg merke til at man ved endelig kapasitet godt kan ha priser som ligger over produksjonskostnadene uten at det utøves markedsmakt. Det er illustrert på den høyre delen av figuren nedenfor.
Figur 3.1 Priser (PFK) under frikonkurranse med henholdsvis ledig kapasitet (figuren til venstre) og full kapasitetsutnyttelse (figuren til høyre)
Dersom det er markedsmakt på produsentsiden innebærer det at produsentene har en viss mulighet til å forflytte seg på etterspørselskurven . For å øke sin fortjeneste vil de ønske å flytte tilpasningen oppover mot venstre på etterspørselskurven som vist i figuren til venstre nedenfor. En pil langs etterspørselskurven viser resultatet av markedsmakt. Produsentene får da et økt dekningsbidrag pga høyere priser som markert med arealet A. Kostnaden for dette er at de reduserer sin fortjeneste med arealet B. Konsumentene taper arealet A+C på dette. Den samfunnsøkonomiske tapet er summen av produsenttapet (B-A) og konsumenttapet (B+C). Det blir arealet B+C. Arealet A er således ikke et samfunnsøkonomisk tap, men en overføring fra konsumenter til produsenter.
Figur 3.2
Effekten av markedsmakt på produsentsiden
Pris
Produksjon & forbruk
P
FK
E
tte
rs
p
ø
rs
e
l
Dekningsbidrag
mc
Pris
Produksjon & forbruk
P
FK
E
tte
rs
pø
rs
el
Dekningsbidrag
m c
Pris
Produksjon & forbruk
P
MM
A
B C
Pris
Produksjon & forbruk Produksjon & forbruk
P
MM
A
B C
Markedsmakt i sertifikatmarkedet
I et sertifikatmarked vil markedsmakt arte seg på samme måte som i den generelle beskrivelsen ovenfor. Et særtrekk ved et sertifikatmarkedet er at kundene blir pålagt å kjøpe en viss mengde sertifikater. Det er uvisst hvor stor betalingsvillighet kundene har for å kjøpe flere sertifikater enn det de er pålagt, men det er ikke urimelig å få en svært bratt etterspørselskurve. Blant annet av denne grunn tenker man å innføre et pristak på sertifikater. Det innebærer at ingen kunder vil kjøpe sertifikater for en høyere pris enn dette taket. Etterspørselen vil således få en knekk ved dette prisnivået. Dette er illustrert i figuren nedenfor.
Figur 3.3
Etterspørselskurven i et obligatorisk sertifikatmarked og
produsentenes foretrukne tilpasning
Produsentene vil forsøke å få en tilpasning i knekkpunktet. Da får de maksimal pris og volum. Hvis dette er en stabil situasjon over tid har man egentlig ikke et marked, men en kombinasjon av subsidie og avgift.
Subsidien betales til produsentene av kraft basert på ny, fornybar energi og blir lik pristaket. Avgiften betales av alle konsumentene og blir lik pristaket multiplisert med andelen ny, fornybar kraft som pålegges av myndighetene. Dersom de krever at konsumentene skal kjøpe 10 prosent ny, fornybar kraft blir således avgiften en tiendedel av subsidien.
Pris
Produksjon & forbruk
Etterspørsel
Produsentenes prefererte tilpasning
Pristak
Markedsmakt ved anbudskonkurranse
Ved en anbudskonkurranse vil markedsmakt vise seg ved at produsentene krever en høyere støtte enn under frikonkurranse. Markedsmakt vil således medføre at støttenivået pr kWh blir høyere enn under frikonkurranse.
Hvilken utstrekning eller hvor langt og hvor ofte produsentene vil bevege seg oppover langs etterspørselskurven avhenger av en rekke forhold:
Hvor mange konkurrenter det er. Jo flere konkurrenter det er, jo større vil fristelsen være for å være ”free-rider”, dvs. at man håper de andre vil holde tilbake produksjon og holde prisen oppe, mens man selv har full produksjon og dermed bare fordeler av markedsmakt. Grovt sett kan man si: ”Alt annet likt: Jo flere
konkurrenter, jo mindre markedsmakt.
”
Hvor stor ledig kapasitet det er. Dersom det ikke er noe ledig kapasitet er det i realiteten ingen konkurranse på den siste enheten. Med mye ledig kapasitet kan det være vesentlig vanskeligere å utøve markedsmakt.
Hvor store etableringsbarrierer det er for nye aktører. Dersom prisen i markedet blir liggende over langsiktig grensekostnad innebærer dette en renprofitt for de etablerte produsentene. Denne renprofitten vil tiltrekke seg andre produsenter. Jo lettere det er for disse å etablere seg, jo vanskeligere er det å utøve markedsmakt som holder prisene over langsiktig marginalkostnad.
Hvor høy prisen er i forhold til produsentenes marginale produksjonskostnader. Dersom prisen i frikonkurranse er høy i forhold til de marginale kostnadene, vil en produsent tape mye dekningsbidrag for hver enhet han holder tilbake (arealet B blir stort). Dersom prisen derimot kun er litt høyere enn de marginale kostnadene blir tapet ved utøvelse av markedsmakt lite
Hvor bratt etterspørselskurven er. På figuren nedenfor er et spesialtilfelle med vertikal etterspørsel vist. Da kan produsentene øke prisen i markedet uten noe inntektstap. Arealet B forsvinner. Generelt vil det være lettere og mer lønnsomt for produsentene å utøve markedsmakt jo brattere etterspørselskurven er.
Figur 3.4
Markedsmakt med vertikal etterspørselskurve
Disse forholdene vil være ulike for et sertifikatmarked og en anbudskonkurranse.
Utstrekning av markedsmakt i et sertifikatmarked
Hovedproblemene i et sertifikatmarked mht markedsmakt er antakeligvis to forhold:
At man kan få en meget bratt etterspørselskurve. Det vil ventelig gjelde selv om konsumentene gis mulighetene til å spare sertifikater fra et år til et annet.
At det tar lang tid å bygge ny kapasitet slik at man kan få priser som ligger over langsiktig marginalkostnad i lengre perioder.
De to forholdene innebærer at man trenger svært mange konkurrenter og/eller overkapasitet for å få et velfungerende marked. Overkapasitet vil naturligvis være et problem for produsentene på lang sikt. Da får de ikke dekket sine kostnader. Alt i alt tror vi at markedsmakt kan bli et betydelig problem i et grønt sertifikatmarked.
Pris
Produksjon & forbruk
P
MM
A
Pris
Produksjon & forbruk Produksjon & forbruk
P
MM
A
Utstrekning av markedsmakt ved anbudskonkurranse
Den største fordelen med anbudskonkurranse i forhold til et sertifikatmarked, slik vi ser det, er at man i førstnevnte har mindre etableringsbarrierer. En slik anbudskonkurranse vil gjelde støtte til grønn el produsert en del år frem i tid. Det innebærer at aktører har tid til å prosjektere, skaffe konsesjon og bygge anlegget. Vi tror derfor at markedsmakt vil bli et mindre problem i en anbudskonkurranse enn i et sertifikatmarked.
Vi tror at dette er viktigere enn at myndighetene i en rendyrket form vil ha en fullstendig vertikal etterspørselskurve i en anbudskonkurranse. Myndighetene har bestemt seg for å ha for eksempel 8 TWh kraftproduksjon basert på nye, fornybare energikilder. Dessuten kan myndighetene redusere målsetningen hvis det viser seg å vil urimelig dyrt å skaffe til veie den siste enheten med kraft.
I et sertifikatmarked ser man for seg kontinuerlig handel og et spotmarked. Med anbudskonkurranser vil det fastsettes en pris for hver anbudskonkurranse. Prisdannelsen vil således være relativt ulik i de to alternativene:
Prisdannelsen i et sertifikatmarked
To mulige problemer ang. prisdannelsen har vært diskutert. I tillegg til markedsmakt har mulighetene for en svært volatil pris vært drøftet. Bakgrunnen for volatiliteten ligger i kombinasjonen av en svært bratt etterspørselskurve og en svært bratt tilbudskurve som flytter seg forholdsvis mye mellom ulike år. Etterspørselskurven er antatt å være bratt fordi folk har en liten betalingsvillighet for å kjøpe grønne sertifikater utover det de er pålagt å gjøre. Tilbudskurven er antatt å være bratt fordi de kortsiktige marginale produksjonskostnadene stort sett er svært små for de relevante teknologiene. De innebærer at den ordinære kraftprisen er nok til å dekke produksjonskostnadene slik at verkene vil produsere for fullt uavhengig av sertifikatprisen. Tilbudet vil variere mellom årene fordi en del av teknologiene vil ha svært variabel produksjon. Det gjelder ikke minst vindkraft og småskala vannkraft. Det er store årlige variasjoner både i samlet tilsig og vind. Hvis vi ser bort fra markedsmakt kan dette gi en
situasjon med priser som pendler mellom 0 og pristaket som illustrert på figuren nedenfor.
Figur 3.5
Tilbuds- og etterspørselskurvene i sertifiseringsmarkedet
kan gi volatil pris
Det er usikkert hvorvidt dette problemet kan avhjelpes ved å tillate sparing og en noe mer fleksibel avregningsperiode.
Prisdannelsen i anbudskonkurranser
Ved bruk av anbudskonkurranser får man ikke samme risiko for volatil pris. Man fjerner imidlertid ikke problemet med stor variasjon i vind og tilsig. Det er i et slikt system mer nærliggende å løse ved å tillate avvik fra målsetningen fra et år til et annet.
3.4. Hva blir volum, omfang og likviditet i markedet?
For å få et effektivt marked der priser gir signaler til forbrukere (myndigheter) om produksjonskostnader og til produsenter om betalingsvillighet er det viktig med et visst volum og en viss likviditet. Blir volum, omfang og likviditet for lavt kan man ikke stole på prisene og det er vanskelig å delta i markedet ved kjøp eller salg uten selv å påvirke prisene.
Pris
Produksjon & forbruk
Årlig variasjon i vind og tilsig mm
Hensikten både med et grønt sertifikatmarked og en anbudskonkurranse må primært være å stimulere til økt kraftproduksjon basert på nye, fornybare energikilder samt å sikre at dette skjer kostnadseffektivt. Av hensyn til nyinvesteringer vil særlig langsiktige kontrakter være viktig. Hvis en investor kan selge sin fremtidige produksjon på lange kontrakter har han redusert sin risiko betydelig. Da vil han igjen ha et lavere avkastningskrav og man vil få større investeringer. Å få volum, omfang og likviditet er således ikke bare viktig i et spotmarked, men minst like viktig i et langsiktig marked.
Volum, omfang og likviditet i et grønt sertifikatmarked
Det kan være vanskelig å få opp volum, omfang og likviditet i et langsiktig (finansielt) marked for grønne sertifikater før det ordinære spotmarkedet er på plass. Det er flere årsaker til dette:
Usikkerhet om hvordan markedet faktisk vil fungere
Man får ikke en kontinuerlig informasjonsstrøm fra spotmarkedet. Dermed får man mindre endringer i forventninger om fremtidig pris og det kan svekke incentivene til å drive ”trading”-virksomhet i markedet
Vi kan ikke si med sikkerhet hvor viktige momentene over er, men ser en risiko for at det vil ta tid før man får akseptabelt volum, omfang og likviditet i et langsiktig marked. En mulighet er å lete etter såkalte ”market-makers”.
Volum, omfang og likviditet i anbudskonkurranser
Ved å lage reglene for anbudskonkurransen slik at man byr på støtte pr. kWh produsert over en lang periode (for eksempel 10 år) vil investorer få langsiktige kontrakter. De får dermed sikret sin produksjon i en lang periode og risikopremien bør derfor falle.
Av hensyn til kostnadseffektiviteten mener vi at man må ha en felles anbudskonkurranse for alle typer teknologier.
3.5. Kostnadseffektivt for å redusere CO
2
-utslipp?
Dersom det primære målet er å redusere CO
2
-utslipp, er verken et
marked med grønne sertifikater eller en anbudskonkurranse på støtte til el basert på nye, fornybare energikilder kostnadseffektivt. Det skyldes at ingen av disse ordningene skiller mellom ulik ”skitten” teknologi. Selv om utslippene pr kWh er mindre fra et gasskraftverk enn et kullkraftverk, blir ikke gasskraftverk favorisert i forhold til kullkraftverk. Ved å benytte støtte til kraftproduksjon basert på nye, fornybare energikilder kan det godt være at man får mindre CO
2
-reduksjon for pengene enn man ville
fått ved å konvertere fra kull til gass. En CO
2
-avgift eller
kvoteordning1 vil være mer kostnadseffektivt for å redusere CO
2
-
utslippene.
Vi har også kort diskutert kostnadseffektiviteten dersom hensikten ikke primært er å redusere CO
2
-utslipp, men å fremme
produksjon basert på nye, fornybare energikilder. Motivasjonen bak et slikt mål kan for eksempel være at man tror det ligger finnes en lærekurve for slike teknologier. Myndighetene ønsker å stimulere teknologier i en periode inntil de blir bedriftsøkonomisk lønnsomme.
Hvis målet er å stimulere til økt produksjon basert på nye, fornybare energikilder tror vi godt utformete anbudskonkurranser vil være kostnadseffektive. Som det burde fremgå av avsnittene over er vi mer usikre på kostnadseffektiviteten til et marked med grønne sertifikater.
4 Konklusjoner
Vi tror det kan være lurt å ha en overgangsfase med anbudskonkurranse før man innfører et obligatorisk marked med grønne sertifikater . Vi ser imidlertid to utfordringer med dette. Ingen av disse er etter vårt skjønn særlig vanskelige:
Hva skal prisen for ikke å oppfylle forpliktelsen man påtar seg som (en av flere) vinnere i en anbudskonkurranse være? Dette kan
1
I følge teorien er et avgiftssystem og et kvotesystem like kostnadseffektivt. Myndighetene
har imidlertid større kontroll over kostnadene de pålegger aktørene ved et avgiftssystem enn et kvotesystem. Motsatt har myndighetene større kontroll over totale utslipp ved et kvotesystem enn ved et avgiftssystem.
være lettere å fastsette hvis man har langsiktige finansielle kontrakter som virker i samspill med et spotmarked.
Man får ikke utløst en evt. betalingsvillighet for grønn kraft utover myndighetenes målsetning. Kanskje skulle man innføre et frivillig sertifikatmarked i overgangsperioden?
Dersom man lager en overgangsordning med anbudskonkurranse, mener vi det er viktig å få en god design på dette . Enten man bruker anbudskonkurranse eller et marked med grønn sertifikater er det mange viktige detaljer i designen av systemet. En stor del av disse vil som nevnt i kapittel 2 være felles. Det gjelder for eksempel hvorvidt alle teknologier skal behandles likt (én type sertifikater, én anbudskonkurranse?). Noen vil imidlertid være særskilte for en anbudskonkurranse, som for eksempel: Hvor mange år skal anbudsstøtten gjelde?
Bilaga 4B
Hvordan påvirkes kraftmarkedet av Elcertifikatmarkedet?
ECON-rapport nr. 51/01, Prosjekt nr. 35320 Offentlig ISSN: 0803-5113, ISBN 82-7645-457-7 KLM/BTe/mbh, JBr, 9. juli 2001
ECON Senter for økonomisk analyse
Postboks 6823 St. Olavs plass, 0130 Oslo. Tlf: 22 98 98 50, Faks: 22 11 00 80
To plansjer oppsummerer fremgangsmåten som er benyttet for å analysere konsekvenser av et sertifikatmarked for det ordinære kraftmarkedet. Deretter vil forutsetningene i scenariene bli diskutert. Disse etterfølges av resultater. Til slutt har vi konklusjoner.
Side 1
Elcerth Elcerth
www.econ.no www.econ.no
Oversikt Oversikt
l l
Prinsipielt om sertifikatmarkedet og Prinsipielt om sertifikatmarkedet og fremgangsmåte fremgangsmåte
l l
Forutsetninger i scenariene Forutsetninger i scenariene
l l
Resultater Resultater
l l
Konklusjoner Konklusjoner
Side 2
Elcerth Elcerth
www.econ.no www.econ.no
Fortrengning og/eller lavere pris? Fortrengning og/eller lavere pris?
Langsiktig grensekostnad, nye fornybare
Engrospris
Kvotepris
produksjon
pris
l
lFortrengning Fortrengning
– – Mindre investeringer i andre teknologier Mindre investeringer i andre teknologier
l
lLavere engrospris Lavere engrospris
– – Lavere etterspørsel og mer kraft med lav mc Lavere etterspørsel og mer kraft med lav mc
Antakelser Antakelser
Figuren på plansjen viser samspillet mellom et sertifikatmarked og det ordinære kraftmarkedet. Langs den horisontale aksen måles elproduksjon basert på nye, fornybare energikilder. Langs den vertikale aksen måles priser og kostnader.
Den stiplete linjen viser langsiktig grensekostnad for el basert på nye, fornybare energikilder. Jo høyere el-produksjon man har på et gitt tidspunkt, jo dyrere teknologi eller dyrere prosjekter må man benytte. Kostnadene for vindkraft vil for eksempel bli høyere, jo høyere vindkraftproduksjonen er fordi man må ta i bruk stadig dårligere lokalisering. Derfor stiger denne kurven.
Den heltrukne linjen viser engrosprisen i kraftmarkedet som en funksjon av produksjonen. Slik vi har tegnet figuren vil fulle kostnader for el basert på ny fornybar teknologi alltid ligge høyere enn kraftprisen. Det skyldes at det finnes teknologi (CCGT) som er billigere. Før kraftprisen blir så høy at den dekker kostnadene for en investering i produksjonskapasitet basert på ny, fornybar energi, vil man (i teorien) få investeringer i gasskraft som reduserer kraftprisen. For å få investeringer i grønn el er man derfor nødt til å subsidiere denne - i denne analysen med grønne sertifikater. Prisen på sertifikatene er på lang sikt gitt som forskjellen mellom den langsiktige marginalkostnadskurven og engrosprisen på kraft på marginen. (Vi ser her bort fra problemer med prisfastsettelse i sertifikatmarkedet på kort sikt.) Siden vi ikke kjenner den langsiktige marginalkostnadskurven for grønn el, har vi gjort antagelser for sertifikatprisen. Denne sertifikatprisen inngår som en del av sluttbrukerprisen på kraft.
Engrosprisen er vist med et horisontalt stykke og et fallende stykke. Fordi det er en vekst i den underliggende etterspørselen etter kraft, vil det om noen år bli lønnsomt å investere i ny produksjonsteknologi. En moderat økning i kraftproduksjonen basert på nye, fornybare energikilder vil således ikke påvirke engrosprisen på kraft. Men den vil fortrenge andre investeringer i kraftproduksjon basert på en billigere teknologi (CCGT).
Dersom man får en større utbygging av kraftproduksjon basert på nye, fornybare energikilder vil derimot engrosprisen på kraft falle. Det skyldes to forhold:
- slik kraftproduksjon typisk har lave marginale produksjonskostnader
- sluttbrukerprisen øker som følge av sertifikatprisen og det gir isolert sette lavere etterspørsel.
Vi ønsker å finne hvor mye gasskraft det vil være lønnsomt å bygge ut dersom man ikke har noen investeringer i grønn el etter 2003 og hvor mye av dette som vil fortrenges ved krav tilsvarende nyinvesteringer på henholdsvis 8 og 12 TWh mellom 2003 og 2008. Endelig ønsker vi å se på hvilke engrospriser man får på kraft.
For å analysere hvordan kraftmarkedet påvirkes av grønne sertifikater har vi laget et referanse-scenario som vil måler virkningene av sertifikatmarkedet mot. I referanse-scenariet har vi antatt at alle støtteordninger til kraft basert på nye, fornybare energikilder fjernes i 2003 og at det derfor ikke kommer noen nye investeringer i Sverige basert på slik teknologi etter dette.
I tillegg til referanse-scenariet har vi laget fire ”grønne scenarier”. I disse scenariene investeres det henholdsvis 8 og 12 TWh mellom 2003 og 2008 i kraftproduksjon med nye, fornybare energikilder tilsvarende. Sertifikatprisen er antatt å være henholdsvis SEK 15 øre/kWh og 25 øre/kWh.
For hvert av de to investeringsnivåene har vi simulert kraftmarkedet under følgende to alternativer:
- alle konsumenter blir pålagt å kjøpe sertifikater tilsvarende en viss andel av deres forbruk
- elintensiv industri er unntatt sertifikatkrav. Andre forbrukssektorene må til gjengjeld kjøpe kvoter tilsvarende en større del av sitt forbruk.
Side 3
Elcerth Elcerth
www.econ.no www.econ.no
Scenarier 2008 Scenarier 2008
Kvotepris
0 T W h 0 SEK øre/kWh
Økning (fra 2003)
fornybare
”8 Alle”
8 T W h 15 SEK øre/kWh
”12 Alle”
8 T W h 15 SEK øre/kWh
Scenario
Referanse
Alle forbrukere
”8 u. Elint.ind.”
1 2 T W h 25 SEK øre/kWh
”12 u Elint.ind.”
1 2 T W h 25 SEK øre/kWh
Elintensiv industri fritatt
H v e m betaler
Alle forbrukere Elintensiv industri fritatt
Tabellen viser Elcerth-utvalgets anslag for potensial for investeringer i grønn el sammen med våre tilhørende parametervalg for de grønne scenariene. Vi har generelt antatt at den billigste produksjonen velges først slik at den dyre vindkraften bare blir realisert i scenariene med 12 TWh økning fra 2003 til 2008.
Ved brenselsbytte i kraftvarmeverk har vi antatt at andelen som konverteres av hvert brenselsslag er proporsonalt med deres andel av total elproduksjon i kraftvarmeverk. Vi har således ikke antatt at man først konverterer verkene som bruker kull og så olje – eller motsatt.
Når det investeres i kraftvarme har vi også tatt hensyn til at noe av varmen som produseres vil erstatte el-oppvarming og således redusere etterspørselen etter el. Konkret har vi antatt at et nytt kraftvarmeverk produserer dobbelt så mye varme som el, men at bare 5 % av dette erstatter eloppvarming. Ved produksjon av 1 kWh el fra et nytt kraftvarmeverk reduseres således el-etterspørselen med 0,1 kWh.
Side 4
Elcerth Elcerth
www.econ.no www.econ.no
Ny fornybar kraftproduksjon Ny fornybar kraftproduksjon
Potensial Pris/kostnad 8 TWh 12 TWh
TWh/år SEKøre/kWh TWh/år TWh/år
Konvertering, MT
0,8
4
0,8
0,8
1,2
8
1,2
1,2
Konvertering, KVV
1
8
1
1
1,5
12
1,5
1,5
Investering, MT
2
38-50
1,2
Investering, KVV
1
25-40 0,5
0,8
Vannkraft
2
2
2
Avfallskraftvarme
1
1
1
Vind
2,5
2,5
S u m
13
8
12
*
*
Reduserer etterspørselen etter el:
KVV-verk produserer dobbelt så mye varme som el 5% erstatter el-oppvarming
*
De viktigste forutsetningene kan oppsummeres under tre hovedpunkter som gjort i denne plansjen. Mht rammebetingelser for kraftmarkedet har vi antatt ”Business As Usual”. Det vil blant annet si at nettariffer fortsatt vil reduseres, og at Danmark beholder sine CO
2
-avgifter. Ett unntak er støtte til kraftproduksjon
basert på nye, fornybare energikilder i Sverige. Der har vi i referansescenariet antatt at all slik støtte bortfaller. I de andre scenariene er det kun støtte gjennom sertifikatordningen.
Mht til investeringer har vi inkludert alle kjente planer for kapasietetsendringer, det vil si både investeringer og skrotinger for produksjons- og overføringskapasitet. Der prisnivået tilsier at det er lønnsomt, har vi også antatt at det vil komme nyinvesteringer i billigste teknologi som er antatt å være CCGT for alle de nordiske landene. Antagelser for fulle kostnader i CCGT-verk er vist i søylediagrammet på plansjen.
Etterspørselen i industrien og servicesektoren er antatt å vokse i takt med vekst i BNP, mens etterspørselen fra husholdningene er antatt å vokse i takt med vekst i privat forbruk. For kraftkrevende industri har vi laget egne vekstanslag.
Vi har benyttet ECONs anslag for vekst i BNP og privat forbruk for alle land bortsett fra Sverige. Det svenske veksten er kalibrert slik at vi treffer omtrent offisielle prognoser for svensk forbruk i 2008 (interpolert mellom 2005 og 2010).
Side 5
Elcerth Elcerth
www.econ.no www.econ.no
Forutsetninger Forutsetninger
l l
Rammebetingelser Rammebetingelser
––BAU (CO
BAU (CO 2
2
-avgifter (kvote) i Danmark) -avgifter (kvote) i Danmark)
––Bortsett fra Sverige: ingen støtte til nye, fornybare
Bortsett fra Sverige: ingen støtte til nye, fornybare
l l
Investeringer Investeringer
––Kjente planer
Kjente planer
––...og i hht LRMC
...og i hht LRMC
l l
Etterspørsel Etterspørsel
––Anslag på drivere: BNP, privat forbruk
Anslag på drivere: BNP, privat forbruk
––Bortsett fra kraftkrevende industri
Bortsett fra kraftkrevende industri
––… og Sverige kalibrert til offisielle prognoser
… og Sverige kalibrert til offisielle prognoser
LRMC (gass)
18 20 22 24
Norge Sverige Finland Danmark
SEKøre/kWh
I Sverige har vi antatt at både Barsebäck II og Karlshamn 3 er faset ut før 2008. Videre har vi antatt en liten vekst i vindkraft og kraftvarmeproduksjon frem til 2003, det vil si før støtteordningene faller bort.
I Norge har vi lagt til noe mer vannkraft og vindkraft. Anslagene for vindkraften er konservative i forhold til offisielle målsetninger.
I Finland kjenner vi planer om å øke kraftvarmeproduksjonen i industrien.
I Danmark omfatter de kjente planene gasskraftverket Avedøre 2, flere vindmølleparker på havet samt noe utbygging av kraftvarme. Vi har også tatt hensyn til deres planer for å skrote ytterligere kullkraftverk.
Side 6
Elcerth Elcerth
www.econ.no www.econ.no
Endringer i produksjonskapasitet Endringer i produksjonskapasitet - Kjente planer - Kjente planer
l l
Sverige Sverige
– –
Barsebäck II og Karlshamn ut Barsebäck II og Karlshamn ut
– –
Litt vind og kraftvarme Litt vind og kraftvarme
l l
N o r g e N o r g e
– –
Litt mer vann og vind Litt mer vann og vind
l l
Finland Finland
– –
Kraftvarme (primært industriell) Kraftvarme (primært industriell)
l l
D a n m a r k D a n m a r k
– – Ny gasskraft (Avedøre 2) og skroting av kull
Ny gasskraft (Avedøre 2) og skroting av kull
– –
Ny vindkraft (havmøller) Ny vindkraft (havmøller)
– –
Litt kraftvarme Litt kraftvarme
Det nordiske kraftmarkedet har interaksjon med de omkringliggende landene. Vi har ikke modellert kraftmarkedene i disse landene like detaljert som det nordiske kraftmarkedet, men vi har sett på kapasitetssituasjonen og skrotingsplaner og gjort fremskrivninger av forbruk. Sammen med en lastkurve har dette gitt oss en prisstruktur i Tyskland/Nederland og i Polen som vist på plansjen. Da er det brukt brenselspriser som vist på plansjen. Analysen har ikke fullt ut tatt hensyn til handel mellom landene.
Vi har antatt at det bygges to nye kabler mellom Norge og Kontinentet og at hver av dem er på 600 MW. Videre har vi antatt at handelstariffene mellom Norden og Kontinentet reduseres frem til 2008 og at man får en handel mellom Norden og Kontinentet som skjer ut fra prisforskjeller.
I henhold til avtaler har vi antatt at grunnlastimporten fra Russland til Finland vil ligge på et nivå på 7 TWh.
Side 7
Elcerth Elcerth
www.econ.no www.econ.no
Handel med omverdenen Handel med omverdenen
Kullpris 37$/tonn Olje 20$/bbl
l l
Nye kabler 2x600 MW (fra Norge) Nye kabler 2x600 MW (fra Norge)
l l
Reduserte handelstariffer Reduserte handelstariffer
l l Grunnlastimport fra Russland til Finland: 7 TWh Grunnlastimport fra Russland til Finland: 7 TWh
0 10 20 30 40
Tyskland/Nederland Polen
SEKøre/kWh
Lavlast
Mellomlast Høylast
Utvekslingspriser
Plansjen viser antagelser for gjennomsnittlig årlig vekst i henholdsvis BNP og privat forbruk frem til år 2008 for de ulike nordiske landene. Vi ser at Sverige skiller seg ut. Dersom vi benytter ECONs anslag for vekst i BNP/privat forbruk sammen med våre inntektselastisiteter, får vi et vesentlig høyere forbruk i Sverige enn hva de offisielle prognosene sier. For å få ”riktig” forbruk har vi derfor vært nødt til å nedjustere begge disse vekstanslagene betydelig.
Side 8
Elcerth Elcerth
www.econ.no www.econ.no
Drivere for etterspørselsvekst Drivere for etterspørselsvekst
0 0.5
1 1.5
2 2.5
3 3.5
Norge Sverige Danmark Finland
Årlig vekst i prosent
Disponibel inntekt BNP
l l
Inntektselastisitet Inntektselastisitet
– –
Fra 0.7 (husholdningene) til 1.2 (alminnelig industri) Fra 0.7 (husholdningene) til 1.2 (alminnelig industri)
l l
Sverige: Sverige:
– –
Kalibrert for å få ”riktig” forbruksnivå i 2008 (155.27 TWh) Kalibrert for å få ”riktig” forbruksnivå i 2008 (155.27 TWh)
Plansjen viser hvor stort påslag på kraftprisen sluttbrukerne betaler som følge av plikten til å kjøpe grønne sertifikater. I tillegg vil det beregnes moms av påslaget. For sluttbrukere som selv ikke er momspliktige, betyr det en ytterligere kile mellom engros- og sluttbrukerprisen.
I parentes i tabellen står hvor mange prosent av bruttoforbruket som forbrukerene må sertifisere.
Den totale verdien av grønne sertifikater er sertifikatprisen (henholdsvis 15 og 25 SEK øre/kWh) multiplisert med kraftvolum produsert med nye, fornybare energikilder. Vi har antatt at 4.3 TWh ny fornybar produksjon som skal komme før 2003 også får selge sertifikater slik at det totale volumet blir henholdsvis 16.3 og 20.3 TWh. Det gir en total kostnad på 2.4 og 5.1 mrd SEK. Fordelt på henholdsvis totalt forbruk og totalt forbruk unntatt elintensiv industri får man sertifikatkostnader som vist i tabellen på plansjen.
Side 9
Elcerth Elcerth
www.econ.no www.econ.no
Sertifikater for grønn el i det kraftmarkedet Sertifikater for grønn el i det kraftmarkedet
l l Sertifikatplikten kan sees som en kile mellom Sertifikatplikten kan sees som en kile mellom engros- og sluttbrukerprisene: engros- og sluttbrukerprisene:
––Størrelsen på kilen avhenger av:
Størrelsen på kilen avhenger av:
--Hvor mange sertifikater man må kjøpe Hvor mange sertifikater man må kjøpe --Prisen på sertifikatene Prisen på sertifikatene
Størrelsen på kilen i de ulike scenariene, SEK øre/kWh
Alle har sertifikatplikt
1,58
(10,5%)
3,27
(13,1%)
Elintensiv fritatt
2,13
(14,2%)
4,41
(17,6%)
8 TWh
12 TWh
Figuren på plansjen illustrerer hovedresultatene vi får. I referansescenariet får vi en pris i Sverige på 23.1 SEK øre/kWh. I Norge får vi en pris lik langsiktig grensekostnad for gasskraft i Norge. At prisen i Sverige er høyere enn i Norge skyldes to forhold:
Det oppstår en flaskehals fra Norge til Sverige under høylast,
Langsiktig grensekostnad for gasskraft er høyere i Sverige enn i Norge.
Når man øker elproduksjonen i Sverige vil flaskehalsen gradvis forsvinne og svensk pris nærme seg den norske vist med et fallende linjestykke lengst til venstre på grafen. For et visst nivå på produksjonen vil det ikke lenger være prisforskjeller av betydning mellom de to landene. Deretter vil en ytterligere økning i svensk produksjon redusere volumet gasskraft som det er lønnsomt å bygge ut i Norge.
I 8 TWh-scenariet får vi full prisutjevning med Norge. I tillegg reduseres volumet av gasskraft som er lønnsomt i Norge. Det ser man på stolpediagrammet til høyre på plansjen. Ved å øke kravet til nye, fornybare til 12 TWh ser man at man ikke får noen ytterligere prisreduksjon, men bare en reduksjon i gasskraftproduksjon.
Et tilsvarende resonnement kan man gjøre for Finland. I utgangspunktet har finnene en lavere engrospris enn svenskene. Ved stadig større utbygging av kraft basert på nye, fornybare
Side 10
Elcerth Elcerth
www.econ.no www.econ.no
Hovedresultater Hovedresultater
Langsiktig grensekostnad, nye fornybare
15
TWh/år
SEKøre/kWh
25
8 12
”Lønnsom” gasskraft
0 1 2 3 4
Referanse 8 T W h 12 TWh
GW
Norge Finland
23.1 21.0
Svensk engrospris
lrmc, CCGT-Norge
energikilder i Sverige snur dette forholdet. Da blir det en lavere pris i Sverige enn i Finland.
Plansjen viser endring i priser fra referansescenariet til de fire scenariene med sertifikatkrav. Vi ser at engrosprisen faller og omtrent like mye i alle de fire scenariene. Det innebærer et tap for produsentene.
Vi ser at fallet i engrospris er større enn kostnaden for konsumentene ved kjøp av grønne sertifikater i scenariet med 8 TWh ny fornybar der alle må kjøpe sertifikater. I alle de andre scenariene øker imidlertid sluttbrukerprisen. De representerer et tap i konsumentoverskudd.
At sluttbrukerprisen kan falle skyldes at fallet i engrospris er større enn den sertifikatprisen vi har antatt. Med disse forutsetningen betyr det at forbrukerne kunne tjene på å gå sammen om å bygge nye el-produksjonsanlegg basert på nye, fornybare energikilder. De ville spare mer i form av redusert kraftpris enn de må betale for de nye anleggene (sertifikatkostnaden). Forbrukerene ville imidlertid være avhengig av at alle ble med og betalte. Hvis de fikk det til, ville de eksisterende produsentene tape ved den reduserte kraftprisen.
Vi har antatt at det må betales moms på sertifikatene. Det betyr at økningen i kostnad ved elkjøp er noe mindre for konsumenter
Side 11
Elcerth Elcerth
www.econ.no www.econ.no
Resultater: Priser i Sverige Resultater: Priser i Sverige
-3 -2 -1
0 1 2 3
8 - alle 8 - elintensiv fritatt 12 - alle 12 - elintensiv fritatt
SEK øre/kWh
Engros Husholdning, Industri og Service Elintensiv industri
l l
Engrosprisene reduseres: Engrosprisene reduseres:
– –
Tapte inntekter for produsentene Tapte inntekter for produsentene
l l
Sluttbrukerprisene øker: Sluttbrukerprisene øker:
– –
Økte utgifter for forbrukerene Økte utgifter for forbrukerene
Prisforskjeller mellom de grønne scenariene og referansescenariet
som selv er momspliktige siden de kan trekke fra noe av kostnaden i sitt eget momsoppgjør.
Vi ser at elintensiv industri kommer bedre ut enn i referansescenariet dersom de ikke blir pålagt å kjøpe sertifikater. Da nyter de godt av en lavere engrospris uten å være nødt til å kjøpe sertifikater.
Sertifikatmarkedet medfører således et tap både for produsenter og konsumenter. Dette kan imidlertid oppveies av en skattelette som tilsvarer kostnader ved dagens støtteordninger.
Plansjen viser brutto forbruk (inklusive tap og elpannor i fjernvarmenettet) og produksjon i Sverige i de fem scenariene.
Vi ser at forbruket faller i takt med økte priser til sluttkundene (jmfr. forrige plansje). At det er et visst fall i forbruket i Norden fra referansescenariet til scenariet der alle må kjøpe sertifikater tilsvarende 8 TWh skyldes at prisen går noe opp i Norge. Bortsett fra dette faller også det nordiske forbruket i takt med det svenske. Det er med andre ord kun marginale endringer i forbruket i de andre nordiske landene.
Vi ser også at forbruket er lavere når elintensiv industri fritas for sertifikatplikten. Det gjelder enten man har krav om 8 eller 12 TWh el basert på nye, fornybare energikilder. Årsaken til dette ligger i to forhold:
Side 12
Elcerth Elcerth
www.econ.no www.econ.no
B rutto forbruk og produksjon B rutto forbruk og produksjon
Forbruk
Produksjon
136 138 140 142 144 146 148 150
Referanse 8 - alle 8 - elintensiv
fritatt
12 - alle 12 - elintensiv
fritatt
TWh
410 412 414 416 418 420 422 424
TWh
Sverige Norden
Forbruket: Forbruket:
l l Faller med økt Faller med økt sluttbrukerpris sluttbrukerpris
Produksjonen: Produksjonen:
l l Sverige: øker i Sverige: øker i takt med økt takt med økt kapasitet kapasitet
– – fornybar vil
fornybar vil alltid produsere alltid produsere
l l
Norden: Norden: Fortrenger Fortrenger investeringer i investeringer i gasskraft i Norge gasskraft i Norge og Finland og Finland
1 5 1 1 5 2 1 5 3 1 5 4 1 5 5 1 5 6 1 5 7
R e f e r a n s e 8 - a l l e 8 - elintensiv
fritatt
12 - alle 12 - elintensiv
fritatt
TWh
4 2 2 4 2 3 4 2 4 4 2 5 4 2 6 4 2 7 4 2 8
TWh
Sverige Norden
Det er større økning i sluttbrukerprisen til de sektorene som må kjøpe kvoter dersom elintensiv industri fritas. Dette reduserer deres etterspørsel.
Forbruket i elintensiv er antatt ikke å være prisfølsomt (perfekt uelastisk) for priser under omtrent SEK 40 øre/kWh.
Vi ser at produksjonen i Sverige vokser i takt med økt produksjonskapasitet for el basert på nye, fornybare energikilder. I 8 TWh-scenariene øker produksjonen bare med 3.5 TWh, mens de resterende 4.5 TWh skaffes til veie ved brenselsbytte i eksisterende anlegg (se plansje 5).
Vi ser videre at produksjonen i Norden faller noe når produksjonen i Sverige øker. Det skyldes primært at noe produksjon på Sjælland blir utkonkurrert fra ny svensk produksjon.
Plansjen viser kraftbalansen for Sverige og Norden i de fem scenariene. Vi ser at både Sverige og Norden har en stor nettoimport i alle scenariene. Jo høyere produksjonen av el basert på nye, fornybare energikilder i Sverige er, jo mindre blir imidlertid svensk nettoimport. Det skyldes primært produksjonsøkning, men til en viss grad også nedgang i forbruk (spesielt i 12-TWh-scenariene).
For Norden er det kun små endringer i nettoimporten. Jo høyere elproduksjon basert på nye, fornybare energikilder er i
Side 13
Elcerth Elcerth
www.econ.no www.econ.no
Resultater: Kraftbalanse Resultater: Kraftbalanse
Nettoimport
l l
Sverige: Sverige:
– – Redusert nettoimport pga. økt produksjon av fornybare
Redusert nettoimport pga. økt produksjon av fornybare
--
Høyere produksjon Høyere produksjon --
Lavere forbruk pga. høyere sluttbrukerpriser Lavere forbruk pga. høyere sluttbrukerpriser
l l
N o r d e n : N o r d e n :
– –
Små endringer - Fortrenger gasskraft i Norge og Finland Små endringer - Fortrenger gasskraft i Norge og Finland
0 2 4 6 8 10 12 14 16
Referanse 8 - alle 8 - elintensiv fritatt 12 - alle 12 - elintensiv
fritatt
TWh
Sverige Norden
Sverige, jo lavere er gasskraftproduksjonen i Norge og Finland. Imidlertid vil redusert forbruk i Sverige pga høyere sluttbrukerpriser virke inn og redusere nettoimporten litt.
Plansjen viser CO
2
-utslipp i Sverige og Norden under de ulike
scenariene. Vi ser at svenske utslipp fra kraftsektoren er mindre i scenariene med grønne sertifikater enn i referansescenariet. Det er imidlertid nesten ingen forskjell mellom de ulike grønne scenariene. Det skyldes at det bare er brenselsbytte i kraftvarmeverk som reduserer CO
2
-utslippene i Sverige. Bygging av ny
kapasitet basert på nye, fornybare energikilder endrer ikke på CO
2
-
utslippene i Sverige. Ny kapasitet i Sverige fortrenger investeringer i gasskraft i Norge og Finland og reduserer således CO
2
-utslippene
i disse landene. Derfor ser vi at CO
2
-utslippene fra Norden redu-
seres når man øker kravene fra 8 TWh til 12 TWh.
Det er relativt mye brenselsbytte fra referansescenariet til 8 TWh-scenariene – totalt tilsvarer det 4.5 TWh produsert i kraftvarmeverkene. Ved å kreve ytterligere 4 TWh har vi imidlertid antatt at alt dette vil skje ved bygging av ny kapasitet.
Side 14
Elcerth Elcerth
www.econ.no www.econ.no
R e s u ltater: CO R e s u ltater: CO
2 2
-utslipp -utslipp
(fra forprosjektet)
(fra forprosjektet)
l l
8 TWh (i forhold til referansescenariet): 8 TWh (i forhold til referansescenariet):
– –
Sverige: Forholdsvis stor reduksjon (antatt: proporsjonal Sverige: Forholdsvis stor reduksjon (antatt: proporsjonal omlegging i kraftvarme mht kull, gass, olje) omlegging i kraftvarme mht kull, gass, olje)
– –
Norden: Fortrenger gasskraftverk Norden: Fortrenger gasskraftverk
l l
12 TWh (i forhold til 8-TWh-scenariene): 12 TWh (i forhold til 8-TWh-scenariene):
– – Sverige: En liten økning pga. høyere produksjon av ”skitten”
Sverige: En liten økning pga. høyere produksjon av ”skitten” teknologi under høylast teknologi under høylast
– –
Norden: Fortrenger gasskraftverk Norden: Fortrenger gasskraftverk
0 2.5
5 7.5 1 0
Referanse 8 Alle 8 u Elint.ind. 12 Alle 12 u Elint.ind.
mill. tonn CO2
42.5 4 5 47.5 5 0 52.5 5 5
mill. tonn CO2
Sverige Norden
Vi har tre hovedkonklusjoner fra studien. For det første vil kostnaden ved ordningen deles av eksisterende produsenter og konsumenter. Produsentene mottar en lavere pris for sin produksjon og dette reduserer deres inntekter. Konsumentene må betale en høyere pris for den kraften de forbruker og det øker deres utgifter. Tapet ved ordningen kan imidlertid oppveies ved fjerning av skatter som finansierer dagens støtteordninger til kraftproduksjon basert på nye, fornybare energikilder. Det ligger utenfor dette prosjektets formål å vurdere ulike støtteordninger mot hverandre.
Den andre konklusjonen er at elintensiv industri tjener på innføringen av grønne sertifikater dersom de selv blir fritatt for sertifikat-plikten. Det skyldes den reduserte engrosprisen slik at de får lavere kostnader ved kraftkjøp.
Den tredje hovedkonklusjonen relaterer seg til CO
2
-utslippene.
Vi finner at brenselsbytte i kraftvarmeverkene reduserer de svenske utslippene. Ved bygging av ny kapasitet skjer det imidlertid ingen endring i Sverige fordi vi har antatt at investeringene som fortrenges vil være i Norge og Finland. At det ikke bygges gasskraft i Sverige skyldes at det vil være dyrere å bygge i Sverige enn i Norge. Når det bygges gasskraft i Finland, selv om det er dyrere enn i Norge, skyldes det flaskehalser fra Norge og Sverige inn til Finland. Prisen blir således høyere i Finland og gjør det lønnsomt å bygge gasskraftverk der.
Side 15
Elcerth Elcerth
www.econ.no www.econ.no
Konklusjoner Konklusjoner
l l
Kostnaden ved sertifikatmarkedet deles av Kostnaden ved sertifikatmarkedet deles av
– –
produsenter ved lavere engrospris produsenter ved lavere engrospris
– –
konsumenter i form av høyere sluttbrukerpris konsumenter i form av høyere sluttbrukerpris
l l
Elintensiv industri Elintensiv industri
– –
kommer bedre ut med en ordning med grønne sertifikater kommer bedre ut med en ordning med grønne sertifikater der de er unntatt sertifikatplikt enn i referansescenariet der de er unntatt sertifikatplikt enn i referansescenariet
l l
CO CO
2 2
-utslipp reduseres -utslipp reduseres
– –
i Sverige ved brenselsbytte i kraftvarmeverk i Sverige ved brenselsbytte i kraftvarmeverk
– –
i Norden både ved brenselsbytte og ved økt i Norden både ved brenselsbytte og ved økt produksjonskapasitet basert på nye, fornybare energikilder produksjonskapasitet basert på nye, fornybare energikilder (fortrenger gasskraft i Norge og Finland). (fortrenger gasskraft i Norge og Finland).
Bilaga 5
Analys av effekter av ett svenskt elcertifikatsystem
Beräkningar med energisystemmodellen MARKAL
Profu i Göteborg AB
Sammanfattning
På uppdrag av Elcertifikatutredningen har Profu i Göteborg AB genomfört modellberäkningar för att analysera olika konsekvenser i samband med att ett certifikatsystem för förnybar elproduktion införs i Sverige. Beräkningarna har gjorts med energisystemmodellen MARKAL. Vi sammanfattar här resultaten från analyserna kortfattat i punktform:
- Certifikatpriset varierar mycket mellan scenarierna, men ligger oftast i intervallet 10–15 öre/kWh el för den studerade storleken på certifikathandeln.
- Det finns en tydlig koppling mellan elpris och certifikatpris. Scenarier med högt elpris har genomgående låga certifikatpriser och vice versa.
- Nivåerna på elpris och fjärrvärmepris påverkar fördelningen mellan olika förnybara produktionsslag inom certifikatsystemet.
- Dagens skattesystem innebär att skillnaden mellan pris på fjärrvärme- och elproduktion inte är så stor som den ”borde” vara eftersom elproduktion är fri från skatter, medan värmeproduktionen belastas med höga skatter. Ett lägre fjärrvärmepris kan göra biobränslekraftvärme mindre konkurrenskraftigt och därmed blir certifikatpriset högre.
- Olika storlek på certifikathandel (den förnybara portföljens storlek år för år) påverkar certifikatpriset.
- Biobränslekraftvärme får en dominerar roll bland de förnybara elproduktionsalternativ som antas omfattas av certifikatsystemet, särskilt inledningsvis.
- Biobränslekraftvärme förekommer både som nya anläggningar uteslutande för biobränsle och som byte från kol till biobränsle i existerande anläggningar. Fördelningen mellan de två alternativen är olika, beroende på scenarioantaganden.
- Småskalig vattenkraft och avfallskraftvärme har också god konkurrenskraft inom certifikatsystemet.
- Ny vindkraft blir inte spontant lönsamt utan certifikatsystem då nuvarande stödformer tas bort.
- Vindkraftkapacitet införs i de flesta scenarier först efter år 2010, olika mycket i olika scenarier.
- Varje scenario har beräknats med, respektive utan certifikatsystem. Även i fallen utan certifikatsystem införs viss förnybar elproduktion, olika mycket beroende på scenario. I scenarier med högt elpris införs relativt sett mycket förnybar produktion spontant.
- Anläggningar kan vandra in i, och ut ur, certifikatsystemet. I kraftvärmeverk som både kan utnyttja kol och biobränsle för elproduktion kan man inför ett år välja att ingå i certifikatsystemet och därmed få intäkter från certifikatförsäljning. Ett annat år kan man göra bedömningen att det lönar sig bättre att avstå denna intäkt och istället utnyttja det billigare bränslet kol.
- Certifikatsystemet i kombination med dagens skattesystem leder till att det kraftvärmeunderlag som fjärrvärmesystemet utgör, i stor utsträckning tas i anspråk för tekniker med lågt elutbyte, t.ex. avfalls- och biobränslekraftvärme.
- Differentierade certifikat beroende på typ av ”grön” elproduktion fungerar dåligt eftersom man förlorar sambandet mellan totalt antal certifikat och total produktion från förnybara alternativ inom certifikatsystemet.
1 Inledning
Utredningen (N 2000:07) om ett system för certifikathandel baserat på kvoter för användningen av el från förnybara energikällor (ELCERTH) gav Profu i uppdrag att genomföra en MARKAL-studie som analyserar effekterna av ett införande av certifikathandel i Sverige. Studien har omfattat följande moment:
- Förstudie som visade MARKAL:s möjligheter och utgjorde underlag för utformningen av huvudstudien (se separat PM)
- Anpassning av MARKAL för uppgiften, inklusive viss kompletterande indatainsamling
- Genomförande av modellkörningar för scenarier och parameteranalyser
- Resultatanalys och rapportskrivning
1.1. Frågeställningar och analysuppgifter
Gemensamt med ELCERTH gjorde vi ett urval av frågeställningar som bedömdes värdefulla att analysera med MARKAL. De viktigaste anges nedan: A. Priset på certifikaten vid olika förutsättningar:
Priset (eller ”skuggpriset1”) på certifikaten för förnybar el beräknas, som det mått på den ersättning som kommer att krävas för att få den önskade mängden el från de specificerade källorna. B. Elpriset - utveckling och nivåer:
Hur påverkas elpriset i Norden av att en viss mängd förnybar elproduktion tvingas in via ett certifikatsystem i Sverige? C. Vilka förnybara alternativ kommer certifikatmarknaden av be-
stå av? Hur kommer de energislag som omfattas av certifikat för förnybar el att utvecklas? Beräkningarna kommer att ge uppgifter om vilka tekniker inom ”certifikatbubblan” som är mest kost-
1
Skuggpriset är vad systemet är berett att betala för ytterligare en enhet. I detta fall är
skuggpriset på certifikaten kostnaden för att införa ytterligare en enhet förnybar elproduktion.
nadseffektiva. Det gäller både alternativ som finns idag och nya alternativ. D. Påverkan på övrig elproduktion:
Hur påverkas övrig elproduktion i Sverige och i Norden av att olika mängder förnybar elproduktion ”tvingas in”? Här berörs även effekter av ökad import av el. E. Känsligheten för olika utformning av certifikatsystemet:
Olika modeller för certifikatsutformningen analyseras. Det kan exempelvis gälla ”certifikatsbubblans” storlek och hastigheten på dess tillväxt. Det kan också gälla relationen mellan certifikaten och elproduktionen (x antal certifikat per MWh
el
).
F. Känsligheten för olika utveckling i elsystemets omvärld: Scenarioanalys och parameterstudier med avseende på en serie variabler, t.ex. bränslepriser för förnybara och fossila bränslen. Totalkostnad/elpris och certifikatpris påverkas av elproduktionskostnaderna både för de energislag som omfattas av certifikatssystemet och övrig elproduktion.
2 Scenarier
Samtliga scenarier har körts i MARKAL i två versioner:
1. Utan certifikatsystem, och utan dagens stöd till de aktuella kraftslagen
2. Med certifikatsystem, men utan dagens stöd till de aktuella kraftslagen
Resultat presenteras för versionen med certifikatsystem. Dessutom visar vi i vissa fall differensen mellan de båda versionernas resultat.
Inte i något fall jämför vi med dagens stödsystem, eller någon annat stödsystem. Vårt uppdrag är alltså formulerat så att vi bara analyserar certifikatsystemet i förhållande till en situation helt utan politiska åtgärder och stöd för de kraftslag som certifikatsystemet omfattar. Om inget annat anges ingår dock dagens energi- och koldioxidskatter i beräkningarna. Följande fyra huvudscenarier har beräknats:
”Normal”
15 års livslängd för vindkraft, normalt (högt) naturgaspris, kolkondens tillåten.
”Elöverskott”
Som ovan, men här tillåts en oändlig import av el till det nordiska elsystemet till priset 18 öre/kWh.
”Vindkraft”
Ett fall med förbättrade förutsättningar för vindkraft, jämfört med förhållandena i Normal-scenariot. Vindkraften har 21 års livslängd och kolkondens tillåts ej. I övrigt som scenariot Normal.
”Fossilbränsle”
Ett fall med lågt naturgaspris (konstant på nivån 80 kr/MWh2 ) och ingen skatt på fossila bränslen. Detta leder bl.a. till lägre fjärrvärmepriser i Sverige. (Därmed ges biobränslekraftvärme skärpt konkurrens från produktion utanför certifikatsystemet: fossilbränslebaserad kraftvärme- och hetvattenproduktion.) I övrigt som Normal-scenariot.
Delvis inom scenarioanalysen och delvis som separata MARKALberäkningar har vi genomfört ett antal parameterstudier. Med parameterstudier avser vi beräkningar där en parameter varieras åt gången, t.ex. priset på naturgas. Följande parametrar har studerats, antingen i huvudstudien eller i förstudien:
- certifikatbubblans storlek som funktion av tiden (även fall utan certifikathandel)
- differentiering av antalet certifikat som respektive teknik ger
2
Liksom i Normalscenariot startar gaspriset i Sverige på 96 kr/MWh år 1999. I
Fossilbränslescenariot sjunker gaspriset i Sverige linjärt till 80 kr/MWh år 2011. Därefter är priset konstant
- skattesystemets betydelse
- antaganden om livslängd och investeringskostnad för vindkraft
- bränsleprisprognoser
- marginalproduktion av kolkondens eller ej begränsad/obegränsad ”import” av el till det nordiska systemet
3 Viktiga beräkningsförutsättningar
I detta avsnitt lyfter vi fram ett antal beräkningsförutsättningar av särskilt intresse för de aktuella frågeställningarna.
De kraftslag som i denna studie antas omfattas av certifikatsystemet är:
- biobränsleeldad kraftvärme
- avfallseldad kraftvärme
- biobränsleeldat mottryck i industrin
- biobränsleeldad kondensproduktion av el
- vindkraft (tre kostnadsklasser)
- ny vattenkraft (är begränsad till 2,5 TWh)
- solcellsel
Den tidsperioden som studerats är 1999 till 2023. Samtliga beräkningsfall i MARKAL (scenarier och parameteranalyser) innehåller samma storlek och ökningstakt på certifikathandeln (samma ”certifikatbubbla”). Certifikatsystemet införs i samtliga fall i Sverige (och inte i övriga nordiska länder). Startnivån år 2002 väljs strax under den nivå på elproduktion som de aktuella produktionsslagen får i fallet utan certifikatsystem. Därmed är det först år 2005 som certifikatbubblan styr och till följd av detta ger ett certifikatpris. Figur 1 visar det förutsatta kravet på elproduktion från de specificerade elproduktionsalternativen som omfattas av certifikatsystemet.
Figur 1 : Storlek på elproduktion som i samtliga scenarier krävs från de specificerade produktionsalternativen
Den databas för MARKAL där det nordiska el- och fjärrvärmesystemen beskrivs innehåller en mycket stor mängd indata. Där finns beskrivningar av bränslen (tillgång och pris), skattesystemet, en stor mängd tekniska alternativ för el- och fjärrvärmeproduktion (både existerande och framtida alternativ) samt prognoser för hur efterfrågan på el och fjärrvärme utvecklas. I detta avsnitt lyfter vi fram ett antal beräkningsförutsättningar som är viktiga för de aktuella analyserna.
Här presenteras kostnader och prestanda för ett antal elproduktionsalternativ. Anledningen till att vi lyfter fram data även för alternativ som inte omfattas av certifikatssystemet är att dessa starkt påverkar den omgivning där ”certifikatteknikerna” införs.
0 5 10 15 20 25 30
1999 2002 2005 2008 2011 2014 2017 2020 2023
Tabell 1 : Kostnader och prestanda för vindkraft och småskalig vattenkraft
Ny vattenkraft I
Ny vattenkraft II
Ny vattenkraft III
Vindkraft land I
Vindkraft land II
Vindkraft hav
Investering (kr/kW)
10500 14700 18900 8800
→
6500
9900
→
7750
12000
→
9000
Fasta D&U (kr/kW)
200 200 200 175
→ 130
200
→ 155
240
→
180
Tillgänglighet (timmar)
4200 4200 4200 2000
→
2500
2700 3100
Livslängd (år)
27
27
27 15/(21) 15/(21) 15/(21)
Tabell 2 : Kostnader och prestanda för kraftvärme och kondens
Biokraftvärme Gaskraftvärme Kol-kondens Gas-kondens
Investering (kr/kW) 11000–14500 6000–7000 9300 5200
→
4800
Fasta D&U (kr/kW)
220–310 120–140
170
105
→
95
Rörliga D&U (kr/MWh el) 35–40
16
35
15
Elverknings-grad (%)
30
50
45
60
Alfavärde
0,5
1,2
Tillgänglighet (timmar) < 7000
< 7000
< 7900
< 7900
Livslängd (år)
24
24
24
24
Symbolen ”
γ ” indikerar att teknikutveckling antas driva kostnader
nedåt, räknat från basåret till slutåret. Symbolen ”-” talar istället om att ett kostnadsspann föreligger för olika klasser inom samma teknikkategori, exempelvis beroende på storlek. Tillgängligheten beskriver i princip utnyttjningen för vind och vatten (uppdelat på säsonger) eftersom de rörliga kostnaderna för dessa kraftslag är nära noll. För övriga tekniker bestäms utnyttjningen i första hand av varaktigheten för el och värme medan tillgängligheten snarare ska ses som en övre gräns för utnyttjningen.
Antagandena om tillgång och pris på biobränslen är viktiga förutsättningar för beräkningarna. Vi har valt att beskriva biobränsle i form av olika klasser med olika tillgång och pris, tabell 3. Dessa
biobränslemängder står till förfogande för MARKAL och de tas i anspråk i kostnadsordning (först den billigaste klassen till potentialen uttöms, därefter nästa klass, och så vidare tills en optimal användningsnivå nåtts). Beskrivningen baseras på underlag från Energimyndigheten till Profu i februari 2001.
Tabell 3 : Pris och potential för olika biobränslesortiment
Skogsbränsle I Skogsbränsle II Skogsbränsle III Skogsbränsle IV Energiskog
Kostnad (kr/MWh)
80
90
125
180
150
Potential (TWh/år)
8
→
10
9
→
14
15
→
22
7
→
12 3,5
→
6
Avlutar i skogsindustrin ingår ej i tabellen ovan. I modellen antas kostnaden för detta bränsle vara i det närmaste noll. Det förutsätts att mottrycksproduktionen från industrisektorn ”papper & massa” ej överstiger 5 TWh. Symbolen ”
γ ” innebär en potentialökning från
basår till slutår.
Vi redovisar också prisantagandena för några importerade, fossila bränslen. Priserna redovisas exklusive skatter. Skatterna adderas i samband med beräkningen, med olika hög skattebelastning beroende på vad bränslena utnyttjas till. Vi antar att dagens (2001-01-01) svenska energi- och koldioxidskatter bibehålls under hela den studerade perioden. Anledningen till att vi lyfter fram dessa prisantaganden trots att de inte är aktuella för användning för ”certifikatberättigad elproduktion” är att de indirekt påverkar den ”gröna” elproduktionens konkurrenskraft. Prisprognoserna bygger på underlag från Energimyndigheten i februari 2001.
Tabell 4 : Priser på importerade bränslen, exklusive skatter
Kol
Olja, Eo1
Olja, Eo5
Naturgas
Kostnad (kr/MWh)
42
→
53 125
→
148 77
→
112
3
70/96
→
142
Potential (TWh/år)
Obegränsad Obegränsad Obegränsad Obegränsad
3
Det lägre priset i basåret gäller Danmark, Norge och Finland, det högre gäller Sverige
4 Resultat – förnybar elproduktion scenario för scenario
Nedan ges en resultatredovisning, scenario för scenario. I viss utsträckning har vi också inkluderat resultat från parameteranalysen.
Småskalig vattenkraft
I takt med att certifikatbubblan expanderar fylls den upp med olika produktionsalternativ. Mycket snabbt blir småskalig vattenkraft lönsam att bygga ut och kapacitet motsvarande 2 TWh/år byggs ut. Återstående 0,5 TWh/år har dock en så hög investeringskostnad att den inte väljs i något beräkningsfall.
Figur 2 Certifikatrelaterad elproduktion och certifikatpris för den studerade perioden. Den streckade linjen i figuren visar användningen av de aktuella elproduktionsalternativen i fallet utan certifikatsystem. Scenario Normal
0 5 10 15 20 25 30
1999 2002 2005 2008 2011 2014 2017 2020 2023
0 20 40 60 80 100 120 140 160
Vindkraft
Biobränslekraftvärme
Avfallskraftvärme
Småskalig vattenkraft
Certifikatpris
Referensproduktion
Antal certifikat (TWh)
Avfallskraftvärme
Avfallskraftvärme expanderar även i referensfallet (dvs. utan certifikathandel) vilket framgår av figur 3 nedan, men får ytterligare draghjälp från certifikatsystemet.
Antaganden för avfallskraftvärme och avfallshetvatten i modellen bygger på antaganden om tillgänglighet och (negativ) kostnad för avfall utifrån våra egna bedömningar. (Avfallskraftvärmens utbyggnad kan inte optimeras fram enbart ur energiperspektiv, eftersom den i stor utsträckning byggs för att åstadkomma en kvittblivning av avfall.)
Industriell biobränslekraftvärme
Kraftvärme inom industrin expanderar snabbt upp till den nivå som vi tillåtit i modellen. (Detta produktionsalternativ beskrivs mycket förenklat i modellen och den verkliga utvecklingen av industrins kraftvärme är nära kopplad till berörda industriers förhållanden.)
Figur 3 Certifikatrelaterad elproduktion samt elproduktionen i fallet utan certifikatsystem för två typiska år under den studerade perioden. Scenario Normal
0 5 10 15 20 25
2011, Referens
2011, Certifikat
2020, Referens
2020, Certifikat
Vindkraft - Hav
Vindkraft - Land
Biokraftvärme - Stora
Biokraftvärme - Små
Biokraftvärme - Industri
Avfalls-kraftvärme
Småskalig vattenkraft
Biobränslekraftvärme i fjärrvärmesystemen
Biobränslekraftvärme i fjärrvärmesystemen kan produceras i anläggningar uteslutande för biobränsle och sådana där både kol och biobränsle kan användas för elproduktion. (I figur 3 utgörs bränslebyte från kol till biobränsle av det som benämns ”Biokraftvärme – Stora”, medan ”Biokraftvärme – Små” är anläggningar enbart för biobränsle.) I Normal-scenariot tillåts ingen import av el, och vi har samtidigt stigande efterfrågan på el. Därmed behövs efterhand ny kapacitet i elsystemet. Detta avspeglas i ett stigande elpris. Inledningsvis byggs ny biobränslekraftvärme ut och ny kapacitet tillförs därmed.
Under en kort period kring 2011 upphör utbyggnaden av ny biokraftvärme och certifikatbubblan fylls istället med genom bränslebyte från kol till biobränsle i befintliga kraftvärmeverk som kan elda båda bränslena. Detta förklaras med en kombination av sjunkande fjärrvärmepris, relativt lågt elpris och stigande kolpris. Det blir då lönsamt att byta från kol till biobränsle i de kraftvärmeverk som erbjuder denna möjlighet. Under övrig tid är det lönsamt att fortsätta elda kol för elproduktion och biobränsle för värmeproduktion. Detta är totalt sett ett mycket litet delresultat som inte påverkar särskilt mycket. Det är dock kvalitativt intressant eftersom det visar att det kan bli så att vissa anläggningar kan vandra in i, och ut ur certifikatsystemet.
Vindkraft
År 2014 kommer den första introduktionen av ny vindkraft. Detta kan förklaras med att den antagna kostnadsreduktionen medfört att landbaserad vindkraft då blir konkurrenskraftig. Hela potentialen för denna typ av vindkraft utnyttjas och övrig nödvändig expansion inom certifikatbubblan täcks med biobränslekraftvärme.
När vi kommer fram till 2020 har havsbaserad vindkraft nått ned till konkurrenskraftiga priser. Samtidigt är utrymmet för biobränslekraftvärmen sett ur fjärrvärmeperspektiv alltmer uttömt och tillgången till billiga biobränslen är begränsad. Denna kombination leder till att den fortsatta expansionen inom certifikatbubblan täcks med vindkraft.
I takt med att elpriset stiger till följd av ökande el-efterfrågan behövs allt lägre certifikatpris för att motivera utbyggnad av ”grön”
elproduktion. Detta förstärks ytterligare av den kostnadsreduktion vi antagit för vindkraft.
Certifikatpriset
I Normal-scenariot ligger certifikatpriset under hela perioden på en nivån 150 kr/MWh eller lägre.
Scenariot Elöverskott skiljer sig från Normal-scenariot genom att obegränsad import av el till det nordiska elsystemet tillåts till priset 18 öre/kWh. Därmed stiger inte elpriset till följd av den ökade efterfrågan på el i Sverige. Detta leder till genomgående högre certifikatpriser, eftersom elpriset inte på samma sätt bidrar till att täcka kostnaderna för de produktionsslag som ligger inom certifikatsystemet. Den maximala nivån på certifikatpriset blir av samma storleksordning som i Normal-scenariot, men den minskning man kunde se i Normal-scenariot uteblir här.
Figur 4 Certifikatrelaterad elproduktion och certifikatpris för den studerade perioden. Den streckade linjen i figuren visar användningen av de aktuella elproduktionsalternativen i fallet utan certifikatsystem. Scenario Elöverskott
0 5 10 15 20 25 30
1999 2002 2005 2008 2011 2014 2017 2020 2023
0 20 40 60 80 100 120 140 160
Vindkraft
Biobränslekraftvärme
Avfallskraftvärme
Småskalig vattenkraft
Certifikatpris
Referensproduktion
Antal certifikat (TWh)
Biobränslekraftvärme
En markant skillnad i detta fall är alltså att behovet av ny kapacitet är betydligt mindre. Därmed täcks en avsevärt större del av biobränslekraftvärmen av bränslebyten i existerande anläggningar som kan elda både kol och biobränsle. (Detta tillför ju ingen ny elproduktionskapacitet.) Det blir dock fortfarande en relativt stor utbyggnad av ny biobränslekraftvärme.
Vindkraft
Det minskade behovet av ny elproduktion gör också att vindkraftintroduktionen senareläggs (från 2014 till 2017) och att introduktionen blir mindre (3 TWh istället för 6 TWh år 2020).
Figur 5 Certifikatrelaterad elproduktion samt elproduktionen i fallet utan certifikatsystem för två typiska år under den studerade perioden. Scenario Elöverskott
Det låga elprisets effekt på den spontana introduktionen av de aktuella produktionsslagen framgår av den streckade linjen i figur 4. Figur 5 visar detta i detalj. Man kan alltså förvänta sig en mycket blygsam användning om inget stödsystem tillämpas och om elpriset ligger kvar på en låg nivå.
0 5 10 15 20 25
2011, Referens
2011, Certifikat
2020, Referens
2020, Certifikat
Vindkraft - Land
Biokraftvärme - Stora
Biokraftvärme - Små
Biokraftvärme - Industri
Avfalls-kraftvärme
Småskalig vattenkraft
El- och certifikatpris
Som tidigare diskuterats finns en stark koppling mellan elpriset och certifikatpriset. Detta visas tydligt i figur 6. Där presenteras elrespektive certifikatpris för beräkningsfallen Normal och Elöverskott. Förklaringen till det principiella utseendet är alltså att ett lågt elpris medför att en större del av kostnaden för elproduktionen från ”certifikatteknikerna” måste bäras av intäkter från certifikatsystemet.
Figur 6 Sambandet mellan elpris och certifikatpris i scenarierna
Normal och Elöverskott
4.3. Scenario Vindkraft
Scenariot Vindkraft innehåller förbättrade förutsättningar för vindkraft, jämfört med förhållandena i Normal-scenariot. Vindkraften har här 21 års livslängd (istället för 15 år) och kolkondens tillåts inte (vilket leder till marginellt högre elpriser). I övrigt är förutsättningarna desamma som i Normal-scenariot.
0 50 100 150 200 250 300
1999 2002 2005 2008 2011 2014 2017 2020 2023
Certifikatpris -"Normal"
Certifikatpris -"Elöverskott"
Elpris - "Normal"
Elpris -"Elöverskott"
Figur 7 Certifikatrelaterad elproduktion och certifikatpris för den studerade perioden. Den streckade linjen i figuren visar användningen av de aktuella elproduktionsalternativen i fallet utan certifikatsystem. Scenario Vindkraft
Vindkraft
Den relativt lilla skillnad i elproduktionskostnad som den förlängda livslängden leder till för vindkraft får mycket stort genomslag i utbyggnadstakten för vindkraften. Här inleds utbyggnaden redan 2011 och mängden vindkraft blir också betydligt större än i Normal-scenariot. År 2020 uppgår vindkraftproduktionen till 9 TWh istället för 6 TWh i Normalscenariot.
0 5 10 15 20 25 30
1999 2002 2005 2008 2011 2014 2017 2020 2023
0 20 40 60 80 100 120 140 160
Vindkraft
Biobränslekraftvärme
Avfallskraftvärme
Småskalig vattenkraft
Referensproduktion
Antal certifikat (TWh)
Certifikatpris
Figur 8 Certifikatrelaterad elproduktion samt elproduktionen i fallet utan certifikatsystem för två typiska år under den studerade perioden. Scenario Vindkraft
De lägre kostnaderna för vindkraften medför samtidigt att avsevärt lägre nivåer på certifikatpriset behövs för att fylla ”certifikatbubblan”. Elproduktionskostnaden för vindkraft når dock inte ned till en nivå som gör det lönsamt att bygga ut utan stöd (utom en försumbar spontan introduktion i sista beräkningsperioden).
Biobränslekraftvärme
Fortfarande blir dock biobränslekraftvärme det dominerande produktionsalternativet inom certifikatsystemet, särskilt under de inledande 10 åren.
4.4. Scenario Fossilbränsle
Scenariot Fossilbränsle togs fram för att avspegla en situation med lågt fjärrvärmepris. Ett lågt naturgaspris och ingen skatt på fossila bränslen medför att konkurrensen från produktion utanför certifikatsystemet ökar, vilket skulle kunna göra biobränslekraftvärme mindre attraktiv. Naturgasbaserad hetvatten- och kraftvärmeproduktion blir en stark konkurrent. I övrigt som Normal-scenariot.
0 5 10 15 20 25
2011, Referens
2011, Certifikat
2020, Referens
2020, Certifikat
Vindkraft - Hav
Vindkraft - Land
Biokraftvärme - Små
Biokraftvärme - Industri
Avfallskraftvärme
Småskalig vattenkraft
Figur 9 Certifikatrelaterad elproduktion och certifikatpris för den studerade perioden. Den streckade linjen i figuren visar användningen av de aktuella elproduktionsalternativen i fallet utan certifikatsystem. Scenario Fossilbränsle
Biobränslekraftvärme
Resultatet blev dock inte det förväntade. Det blir minst lika mycket biobränslekraftvärme som i Normal-scenariot, men fördelningen mellan ny biobränslekraftvärme och bränslebyte i storskaliga biokraftvärmeverk är en annan. Denna fördelning har samma utseende som i scenariot Elöverskott. Certifikatpriset blir helt naturligt högre än i Normal-scenariot eftersom vi här har ett lägre elpris (till följd av billig (skattefri) elproduktion i koleldade kraftvärmeverk). Om man jämför med scenariot Elöverskott ligger certifikatpriset på ungefär samma nivå.
Den ökade konkurrensen från fossila bränslen har alltså inte minskat utnyttjandet av biobränslekraftvärme totalt sett. Bland annat leder en ökad användning av skattebefriad kol och naturgas i fjärrvärmesystemet (både i kraftvärmeverk och i rena hetvattenpannor) till att billigare biobränsle frigörs för biobränslebaserad kraftvärme, företrädesvis, som tidigare nämnts, som bränslebyte från kol till biobränsle (i figur 10 benämnt ”Biokraftvärme – Stora”). Totalt sett blir konsekvensen av beräkningsförutsättning-
0 5 10 15 20 25 30
1999 2002 2005 2008 2011 2014 2017 2020 2023
0 20 40 60 80 100 120 140 160
Vindkraft
Biobränslekraftvärme
Avfallskraftvärme
Småskalig vattenkraft
Referensproduktion
Antal certifikat (TWh)
Certifikatpris
arna i detta fall oförändrad, eller möjligen ökad konkurrenskraft för biobränslekraftvärme.
Figur 10 Certifikatrelaterad elproduktion samt elproduktionen i fallet utan certifikatsystem för två typiska år under den studerade perioden. Scenario Fossilbränsle
5 Resultat – förnybar elproduktion, konsekvenser på nordisk elproduktion och nordiska koldioxidutsläpp
I detta avsnitt lyfter vi fram några specifika frågeställningar med koppling till ett elcertifikatsystem i Sverige. Inledningsvis presenteras den förnybara elproduktion som införs uteslutande tack vare certifikatsystemet. (Samma ”certifikatbubbla” har utnyttjats i alla fyra scenarierna.) Därefter tar vi upp ett par konsekvenser av ett svenskt certifikatssystem ur nordiskt perspektiv. Den första är vilken elproduktion i det nordiska elsystemet som ersätts av den produktion som drivs in av det förutsatta certifikatsystemet. Den andra konsekvensen som lyfts fram är effekten av certifikatsystemet på de nordiska koldioxidutsläppen.
0 5 10 15 20 25
2011, Referens
2011, Certifikat
2020, Referens
2020, Certifikat
Vindkraft - Hav
Vindkraft - Land
Biokraftvärme - Stora
Biokraftvärme - Små
Biokraftvärme - Industri
Avfallskraftvärme
Småskalig vattenkraft
I tidigare avsnitt har vi presenterat vilka elproduktionsalternativ som utnyttjas för att fylla upp den produktionsvolym som certifikatsystemet kräver. Där framgår också hur mycket av de ”gröna” elproduktionsalternativen som införs spontant, dvs. utan certifikatsystemets krav. Det kan i detta sammanhang vara intressant att studera vilken elproduktion som införs uteslutande till följd av certifikatsystemet, dvs. skillnaden mellan förnybar elproduktion i Sverige då certifikatsystemet tillämpas och motsvarande produktion utan utnyttjande av certifikatsystemet.
När vi diskuterar resultatet för fallet utan certifikatsystem avser vi ett läge helt utan riktade stöd till de aktuella ”gröna” elproduktionsteknikerna. Vi avser alltså inte dagens situation med ett tillfälligt stöd till småskalig elproduktion, 9 öre/kWh, miljöbonus till vindkraft, 18,1 öre/kWh, och investeringsstöd till småskalig vattenkraft, vindkraft och biobränslekraftvärme. Vår uppgift har alltså inte varit att utvärdera certifikatsystemet i förhållande till dagens stödsystem. Figur 11 visar den introduktion av ”grön” elproduktion som certifikatsystemet givit upphov till, jämfört med ett fall helt utan särskilda stöd till dessa tekniker. Vi har valt att redovisa den ”certifikatsdrivna” elproduktionen för åren 2011 och 2020. För vardera scenario redovisas resultat från två representativa år.
Figur 11 Grön elproduktion som tillkommit till följd av certifikatsystemet år 2011 och 2020.
Scenario Normal
0 5 10 15 20 25
2011 2020
Vindkraft - Hav
Vindkraft - Land
Biokraftvärme - Stora
Biokraftvärme - Små
Biokraftvärme - Industri
Avfallskraftvärme
Småskalig vattenkraft
Scenario Elöverskott
0 5 10 15 20 25
2011 2020
Vindkraft - Land
Biokraftvärme - Stora
Biokraftvärme - Små
Biokraftvärme - Industri
Avfallskraftvärme
Småskalig vattenkraft
I scenariot Normal leder certifikatsystemet år 2011 till en ökning av ”grön” elproduktion på ca 8 TWh. Detta motsvarar ca 60 % av den ”gröna” elproduktionen i detta scenario. Resterande 40 % utnyttjas därmed spontant även utan certifikatsystemet. Certifikatsystemet bidrar till expansionen av samtliga ”gröna” produktionsalternativ.
År 2020 tillkommer 11 TWh ”grön” elproduktion till följd av certifikatsystemet. Vid denna tidpunkt utgör detta mindre än hälften av den totala användningen av ”grön” elproduktion. Certi-
fikatsystemet bidrar på lång sikt framför allt till introduktionen av vindkraft, medan biobränslebaserat industriellt mottryck och avfallsförbränning väljs även i ett fall utan certifikatsystem. Även en stor del av biobränslekraftvärmen och den småskaliga vattenkraften införs spontant.
Scenariot Elöverskott skiljer sig från Normal-scenariot genom ett konstant, lågt elpris. (I Normal-scenariot stiger priset till följd av behov av ny produktionskapacitet orsakad av ökad elefterfrågan i Norden.) Det låga elpriset i scenariot Elöverskott medför att en avsevärt mindre mängd ”grön” elproduktion införs spontant. Här motiveras 70 % av ”grön” elproduktion år 2011 av certifikatsystemet (90 % år 2020). Jämfört med Normal-scenariot utnyttjas relativt lite vindkraft och största delen av den biobränslekraftvärme som utnyttjas är av typen bränslebyten. Båda dessa skillnader orsakas av ett minskat behov av ny elproduktionskapacitet.
Den längre avskrivningstiden för vindkraft som ingår i scenariot Vindkraft ger en större introduktion av vindkraft jämfört med Normal-scenariot. Vindkraften är dock inte tillräckligt billig för att vara konkurrenskraftig utan stöd. Utan certifikatsystemet införs alltså ingen vindkraft. Den förbättrade ekonomin för vindkraft, som den längre livslängden medför, leder dock till att vindkraft får
Scenario Vindkraft
0 5 10 15 20 25
2011 2020
Vindkraft - Hav
Vindkraft - Land
Biokraftvärme - Små
Biokraftvärme - Industri
Avfallskraftvärme
Småskalig vattenkraft
Scenario Fossilbränsle
0 5 10 15 20 25
2011 2020
Vindkraft - Hav
Vindkraft - Land
Biokraftvärme - Stora
Biokraftvärme - Små
Biokraftvärme - Industri
Avfallskraftvärme
Småskalig vattenkraft
en större roll inom certifikatsystemet, dvs. vindkraft utgör en relativt sett större del av den ”gröna” elproduktionen som certifikatsystemet tvingar in. Det som kommer in spontant i detta scenario utgörs, liksom i Normal-fallet av delar av avfallsförbränning, biobränslebaserat industriellt mottryck och kraftvärme samt småskalig vattenkraft.
I scenariot Elöverskott har vi ansatt en obegränsad tillgång till elimport till det nordiska systemet till ett lågt pris. Även i scenariot Fossilbränsle blir elpriset relativt lågt till följd av att kraftvärme baserad på fossila bränslen blir billig och därigenom expanderar, särskilt i Sverige. Här sjunker också fjärrvärmepriset kraftigt. I dessa scenarier blir det svår för ”grön” elproduktion att konkurrera och certifikatsystemet är då orsaken till det mesta av den introduktion av ”grön” elproduktion som sker.
Eftersom vi i våra beräkningar antagit en viss utveckling av elanvändningen i Sverige (och i resten av Norden) kommer alltså den ”gröna” elproduktion som certifikatsystemet tvingar in att ersätta annan elproduktion. Det är intressant att analysera vilken elproduktion som ersätts. Det vore ju exempelvis beklagligt om vindkraft som tvingas in av certifikatsystemet i Sverige ersätter samma mängd vindkraft som annars skulle byggts ut i Danmark. Figur 12 visar vilken elproduktion som tillkommer, respektive ersätts i Norden då certifikatsystemet införs i de fyra scenarierna. (För vart och ett av de fyra scenarierna redovisas resultat för två representativa år.)
I Normal-scenariot är det i huvudsak kondensproduktion som ersätts av den ”gröna” el som certifikatsystemet åstadkommer. Detta är dock inte hela sanningen. MARKAL-beräkningarna visar att viss kraftvärmeproduktion baserad på fossila bränslen också ersätts, åtminstone år 2011. Detta framgår om man jämför med figur 3 i avsnittet ovan. Där tillkommer 6,5 TWh kraftvärme år 2011 (inklusive industriellt mottryck). Av figur 12 framgår att kraftvärmeproduktionen i Norden ökar med 4,5 TWh. Detta visar alltså att 2 TWh annan kraftvärmeproduktion försvinner till följd av den ”gröna” elproduktion som introduceras till följd av certifikatsystemet. Även år 2020 visar MARKAL att det till helt övervägande del är kondensproduktion som ersätts, men ca. 1 TWh av den vindkraft som tillkommer ersätter vindkraft i andra länder.
Figur 12 Elproduktion som tillkommer, respektive ersätts, i
Norden då certifikatsystemet införs. Visar situationen år 2011 och 2020. (Beteckningen ”kraftvärme” avser både kraftvärme som baseras på biobränslen och sådan som baseras på fossila bränslen.)
I scenariot Elöverskott har vi ju antagit tillgång till billig elimport till Norden, utan att gå in på hur denna producerats. Scenariot är i första hand till för att visa effekterna av ett lågt elpris. I dessa scenarier sker ingen utbyggnad av kondensproduktion i Norden, eftersom den billiga elimporten istället utnyttjas. Därmed ersätter den ”gröna” elproduktion som tvingas in inte heller någon kondensproduktion, utan istället import till Norden (som inte syns i figuren).
I scenariot Vindkraft, med bra förutsättningar för vindkraft, är det nästan uteslutande kondensproduktion som ersätts av certifikatsystemets ”gröna” elproduktion. År 2020 ersätts dock även 1 TWh vindkraft i andra nordiska länder.
Scenariot Fossilbränsle karaktäriseras av kraftigt ökad konkurrenskraft för kraftvärmeproduktion baserad på fossila bränslen, främst i Sverige men också i övriga nordiska länder. Detta får till följd att den biobränslebaserade kraftvärme som införs till följd av
Scenario Normal
-15 -10
-5 0 5 10 15
2011 2020
Vindkraft
Kondenskraft
Kraftvärme
Industriellt mottryck
Vattenkraft
Scenario Elöverskott
-15 -10
-5
0 5 10 15
2011 2020
Vindkraft
Kraftvärme
Industriellt mottryck
Vattenkraft
Scenario Fossilbränsle
-15 -10
-5
0 5 10 15
2011 2020
Vindkraft
Kondenskraft
Kraftvärme
Industriellt mottryck
Vattenkraft
Scenario Vindkraft
-15 -10
-5
0 5 10 15
2011 2020
Vindkraft
Kondenskraft
Kraftvärme
Industriellt mottryck
Vattenkraft
certifikatsystemet till mycket stor del ersätter kraftvärme baserad på fossila bränslen. Även övrig ”grön” elproduktion som införs till följd av certifikatsystemet, t.ex. industriellt mottryck, ersätter delvis fossilbränslekraftvärme. År 2011 är det endast en mindre mängd fossilkondens som ersätts, men år 2020 ersätter den ”gröna” elproduktionen ungefär till hälften fossilkondens.
I huvudsak är det alltså i de flesta scenarier kondenskraftverk eldade med fossila bränsle som ersätts av den ”gröna” elproduktion som certifikatsystemet driver in. I viss utsträckning utkonkurreras dock även kraftvärme baserad på fossila bränsle och vindkraft av denna tillkommande elproduktion.
Ett sätt att undvika att ”grön” elproduktion som införs till följd av ett svenskt certifikatsystem ersätter liknande produktion i grannländerna skulle vara att införa ett nordiskt certifikatsystem. Då skulle man kunna undvika att svensk ”certifikatmotiverad” vindkraft ersätter t.ex. dansk vindkraft. Fortfarande skulle dock ett sådant nordiskt system kunna få till följd att exempelvis kraftvärme baserad på fossila bränsle skulle konkurreras ut. I ett avreglerat nordeuropeiskt elsystem kan man alltså inte utgå från att det uteslutande är kondensproduktion baserad på fossila bränsle som ersätts. Beräkningarna visar dock att det till övervägande delen är sådan kondensproduktion som ersätts då förnybar elproduktion tvingas in med hjälp av certifikatsystemet.
En bakomliggande tanke med det analyserade certifikatsystemet är att det skall bidra till miljömässigt bättre elproduktion. I första hand är det utsläppen av koldioxid som skall minskas. Det är i detta sammanhang intressant att studera certifikatsystemets effekt på de nordiska koldioxidutsläppen, särskilt mot bakgrund av diskussionen i föregående avsnitt. Figur 13 visar hur koldioxidutsläppen förändras till följd av certifikatsystemet i tre scenarier.4(Referensfallet utan certifikatsystem för respektive scenario utgörs av ett fall helt utan stöd till ”grön” elproduktion i Sverige. Där ingår exempelvis inte vindkraftens miljöbonus. Figuren visar alltså inte koldioxidskillnaderna jämfört med dagens stödsystem.)
4 I scenariot ”Elöverskott” har vi givit tillgång till billig importerad el utan några
koldioxidutsläpp kopplade till densamma. Det blir därmed ointressant att i detta scenario kvantifiera effekterna på koldioxidutsläppen om ett certifikatsystem tillämpas
Figur 13
Minskning av de nordiska koldioxidutsläppen till följd av
certifikatsystemet, jämfört med ett fall utan stöd till svensk ”grön” elproduktion.
Av figuren framgår att certifikatsystemet har en tydligt begränsande effekt på utsläppen av koldioxid i Norden. Kopplingen mellan hur mycket ”grön” elproduktion som tvingas in och effekten på koldioxidutsläppen är också tydlig.
6 Resultat – viktiga parametrar
Nedan ges en resultatredovisning för ett par av de parametrar som studerats. För var och en av parametrarna redovisas resultat både från scenarioanalysen och parameterstudierna.
Figur 14 visar certifikatpriset för ett antal beräkningsfall. Dels de fyra scenarier som diskuterats ovan och dels några ytterligare fall med andra kombinationer av beräkningsförutsättningar.
De nya beräkningsfallen bygger på följande beräkningsantaganden:
0 5 10 15
1999 2002 2005 2008 2011 2014 2017 2020 2023
Normal
Fossilbränsle
Vindkraft
- BADCOND: Inga skatter på naturgas, lågt naturgaspris och import av el till det nordiska elsystemet tillåts till priset 18 öre/kWh
- GAS: Lågt naturgaspris
- XTREM1: Import av el till det nordiska elsystemet tillåts till priset 14 öre/kWh och 50 TWh fiktiv fjärrvärmeproduktion tillgänglig till priset 10 öre/kWh
- XTREM2: Som XTREM1, men dessutom inga skatter på naturgas och lågt naturgaspris
- NOTAX: Inga skatter på fossila bränslen
- BADCOND2: Lågt naturgaspris och import av el till det nordiska elsystemet tillåts till priset 18 öre/kWh
- XWIND: Livslängd 21 år för vindkraft och halverade investeringskostnader för vindkraft i Sverige
Man kan förenklat dela in fallen i två grupper: de som innehåller stigande elpris till följd av behov av kapacitetsutbyggnad och de som har ett lågt elpris, t.ex. till följd av antagandet om obegränsad, billig elimport till Norden. Certifikatpriset stiger i de allra flesta fallen till ungefär samma nivå inom 5–10 år. Den första gruppen uppvisar därefter en utveckling med sjunkande certifikatpriser, medan den senare gruppen uppvisar konstanta, eller svagt stigande certifikatpriser. Förklaringen till detta uppförande är, som diskuterats ovan, att ett stigande elpris hjälper till att betala för de elproduktionstekniker som tvingas in av certifikatsystemet. Ett lågt elpris medför att en större del av kostnaden för elproduktionen från ”certifikatteknikerna” måste bäras av intäkter från certifikatsystemet.
Endast två av de presenterade fallen ger certifikatpris som passerar nivån 170 kr/MWh. Det inträffar i fallen med tillgång till mycket billig el och fjärrvärme, XTREM1 och XTREM2. I dessa fall hamnar certifikatpriset runt 200 kr/MWh. Orsaken är att en betydligt större del av de förnybara elproduktionsteknikernas kostnader måste bäras av certifikatsystemet.
Fallet med mycket låga investeringskostnader för vindkraft som beräknats, XWIND, leder på medellång sikt till ett certifikatpris på 0 kr/MWh, dvs. erfordrad elproduktion från de specificerade elproduktionsteknikerna uppnås spontant. Från och med 2011 har i detta fall certifikatsystemet ingen inverkan på elsystemet. (Systemet gör dock heller ingen skada.)
Figur 14 Certifikatprisutveckling vid olika kombinationer av indataantaganden
6.2. Vindkraft
Figur 15 visar användningen av vindkraft i ett antal beräkningsfall där certifikatsystemet ingår. Av figuren framgår när utbyggnaden av vindkraft inleds och vilken nivå produktionen når upp till vid olika tidpunkter och olika kombinationer av beräkningsförutsättningar. I de flesta fall dröjer introduktionen 10 år eller mer. Det är endast i fallet med extremt låga investeringskostnader för vindkraft (hälften av grundantagandet), fallet XWIND, som introduktionen kommer tidigare.
0 50 100 150 200 250
1999 2002 2005 2008 2011 2014 2017 2020 2023
Normal
Elöverskott
Fossilbränsle
Vindkraft
BADCOND
GAS
XTREM2
XTREM1
NOTAX
BADCOND2
XWIND
Figur 15 Vindkraftutbyggnad vid olika kombinationer av indataantaganden
7 Allmänna iakttagelser
I detta avsnitt lyfter vi kortfattat fram några allmänna iakttagelser vi gjort med utgångspunkt från de genomförda beräkningarna.
- Vindkraft blir inte spontant lönsam i något fall utan certifikatsystem eller miljöbonus.
- Introduktionen av vindkraft kommer knappast igång före 2010 med den antagna utformningen av certifikatsystemet.
- Certifikatpriset överstiger inte 150 kr/MWh i något av de fyra huvudscenarierna.
- Dagens energiskattesystem innebär att skillnaden mellan pris på fjärrvärme- och elproduktion inte är så stor som den ”borde” vara. (Värmeproduktionen är hårt beskattad, medan elproduktionen är i princip skattefri.) Detta innebär också att fjärrvärmepriset i de flesta fall ligger i intervallet 150–200 kr/MWh. Ett lägre fjärrvärmepris kan göra biobränslekraftvärme mindre konkurrenskraftigt och därmed skulle certifikatpriset bli högre.
- Certifikatsystemet i kombination med dagens skattesystem leder till att det kraftvärmeunderlag som fjärrvärmesystemet
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18
1999 2002 2005 2008 2011 2014 2017 2020 2023
XTREM1/XTREM2
NOTAX
BADCOND2
XWIND
GAS
Normal
Elöverskott
Fossilbränsle
Vindkraft
BADCOND
utgör, i stor utsträckning tas i anspråk för tekniker med lågt elutbyte, t.ex. avfalls- och biobränslekraftvärme. Som ett räkneexempel kan man anta att 30 TWh/år utnyttjas som kraftvärmeunderlag (resten täcks med spillvärme, hetvattenpannor för topplast, m.m.). Om vi antar att avfalls- och biobränslekraftvärme tillsammans har ett viktat alfa-värde på 0,4 blir elproduktionen 12 TWh/år. Om man istället utnyttjar kraftvärmeunderlaget för naturgaskraftvärme med ett alfa-värde på 1,2 blir elproduktionen istället 36 TWh/år, dvs. tre gånger så mycket. (Man kan invända att biobränslen kan förgasas och därmed möjliggöra höga alfavärden. För närvarande är dock detta kommersiellt oprövad teknik.)
8 Ett urval av resultaten från förstudien
Som avslutning ger vi några resultat och slutsatser från den tidigare genomförda förstudien. Det gäller följande frågeställningar, som inte närmare berörts i huvudstudien:
1. Olika mängd certifikat för olika kraftslag
2. Olika utformning av certifikatbubblan
3. Summan av el- och certifikatpris
Observera att vi i förstudien använt en MARKAL-databas för Norden som dels har längre tidshorisont och längre tidsperioder (1995–2050, indelat i 7-årsperioder) än den MARKAL-databas som använts i huvudstudien, dels inte inkluderar de anpassningar av databasen med som gjorts exklusivt för huvudstudien. Det innebär att de kvantitativa resultaten från förstudien skall ses som mycket ungefärliga och inte heller helt jämförbara med huvudstudiens resultat.
Flera av de kvalitativa resultaten och slutsatserna från förstudien är dock fortfarande giltiga och eftersom förstudien delvis innehöll andra frågeställningar än huvudstudien, finner vi det intressant att redovisa några av förstudiens resultat i denna slutrapport för projektet.
En utförligare redogörelse för förstudien ges i Profus rapport: ”Förstudie för Elcertifikatutredningen: - Inför analyser och simuleringar med MARKAL-modellen” daterad 2000-12-21.
För att undersöka effekten av andra modeller av certifikat, t.ex. om vissa kraftslag tilldelas fler eller färre certifikat per producerad kWh el, gjordes körningar där endast vindkraft och biokondens tilläts vara utfärdare av gröna certifikat. En körning gav både biokondens och vindkraft ”certifikatvikten” ett (ett certifikat per kWh) och en annan gav biokondens vikten fem och vindkraft ett.5Figur 16 och 17 visar resultaten av körningarna. Efterfrågan på certifikat visas i figuren av den breda linjen och ökar från 0 (1995) till 40 TWh (2051), vänstra axeln i figuren.
Figur 16 Certifikatvikten ett för vindkraft och biokondens
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
1995 2002 2009 2016 2023 2030 2037 2044 2051
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
Biokondens
Vind
Produktion, referens
Demand
Certcost
Certifikatpriset är mycket högre i figur 16 (högra axeln) än i de ovan redovisade scenarierna från huvudstudien. Detta förklaras av att de flesta av de förnybara alternativen här har uteslutits. I figur 16 syns dessutom tydligt det höga skuggpriset på certifikat i början som ett resultat av den begränsade vindkraftpotentialen, vilket leder till att biokondens måste byggas för att tillgodose efterfrågan på certifikat. Biokondens antas vara relativt dyr. Den höga ”spiken” kan även förklaras som ett utslag för en viss ”brist” i systemet vad gäller tillgången på biobränsle.
I takt med den ökade potentialen för vindkraft hamnar skuggpriset under en period på en lägre nivå. På lång sikt stiger återigen skuggpriset eftersom mer biokondens måste tillföras (vindkraften är begränsad till ca 18–20 TWh på lång sikt, medan biokondens inte har några begränsningar, mer än att man får ta dyrare och dyrare bränsle i anspråk eftersom biobränslet är indelat i olika kostnadsklasser).
Principiellt är detta ett mycket intressant resultat och det visar dessutom på en av MARKAL:s stora fördelar, nämligen att den optimerar flera system samtidigt. En enklare systemmodell ser till certifikathandeln eller elhandeln var för sig.
Med ett sådant synsätt, där ett system i taget betraktas, skulle man kunna förledas att tro att biokondens i fallet då den ges 5 certifikat per kWh fyller hela ”certifikatbubblan”, eftersom det ger fem gånger så många certifikat och naturligtvis inte är fem gånger så dyrt alternativ. Nu är det ju dock så att vindkraften fortfarande är ett billigare elproduktionsalternativ, varför det finns skäl att tro att MARKAL, i en samtidigt optimering, också beaktar vindkraften.
Resultatet kan vi utläsa ur figur 17, där vi dels kan konstatera att användningen av vindkraft minskat (jämfört med Normalscenariot”), dels att också biokondensen gjort det! Men eftersom vi skall räkna biokondensen fem gånger i certifikathandeln (vilket ej utritats i figuren) kan vi förstå att andelen certifikat som relateras till biokondensen ökat kraftigt.
5
Naturligtvis kunde vi också ha testad det omvända, att biokondens endast fick en
femtedels certifikat för varje kWh, men det tillför inget extra värde eftersom vi endast ville analysera principiella konsekvenser av en differentierad certifikatutdelning
Figur 17 Certifikatvikten ett för vindkraft och fem för biokondens
Vi kan dessutom konstatera att mängden förnybar el (vindkraft + biokondens) är lägre i detta fall. Om en differentiering av certifikatvikten införs, leder det alltså till att den direkta överensstämmelsen mellan mängden producerad förnybar el och mängden efterfrågade certifikat upphör. Varje kWh biokondens ger i detta fall fem certifikat vilket gör att, givet en viss efterfrågan på certifikat, produktionen av förnybar el minskar. Eftersom man i förväg inte kan känna till vilken fördelning på olika produktionsslag som marknaden väljer innebär differentierade certifikat att man ”släppt kontrollen” över producerad mängd förnybar el.
Den totala produktionskostnaden för el (Mkr/år) och det specifika elpriset (kr/MWh) beräknas också av MARKAL. Totalkostnaden redovisas i figur 18 som skillnaden i systemkostnad (nuvärdet av totala produktionskostnader över hela perioden) mellan referensfallet (inga skatter, inga certifikat) och tre olika certifikatfall (inga skatter):
- ”1 för alla”: tidsoberoende certifikat - alla förnybara energislag med och viktade med 1
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
1995 2002 2009 2016 2023 2030 2037 2044 2051
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
Biokondens
Vind
Certcost
Produktion, referens
Demand
- ”1 bio 1 vind”: tidsoberoende certifikat - vindkraft och biokondens, båda viktade med 1
- ”5 bio 1 vind”: tidsoberoende certifikat - vindkraft och biokondens viktade 5 resp. 1
Figur 18 Merkostnaden för certifikatsystemen. Samtliga system kräver certifikat motsvarande 5 TWh år 2002 och 40 TWh år 2051 (linjärt växande). Längst till vänster har alla gröna kraftslag certifikatvikten ett. Stapeln i mitten innebär att endast vind och biokondens kan utfärda certifikat med vikterna ett. Stapeln till höger innebär detsamma men där biokondens har tilldelats certifikatvikten fem istället.
Totalkostnadsvärdena i figur 18 kan användas på flera sätt i resultatanalysen. Dels ger de en allmän uppfattning om vilka ”ansträngningar” som krävs för genomförandet av olika scenarier, dels kan man utifrån totalkostnaden få en uppfattning om den allmänna kostnadsökningen på hela elkollektivet (eller energisystemet), av ett specifikt scenario. (Observera dock att de kostnader som redovisas i figuren ovan är framtagna med en betydligt mer förenklad beskrivning än den som utnyttjats i huvudstudien.)
0 5 10 15 20 25 30 35 40
1 för alla 1 bio 1 vind 5 bio 1 vind
M iljar d er S E K
I förstudien testades också andra typer av varierande certifikatmodeller, bl.a. i vilken takt man ”tvingar in” produktion från förnybar elproduktion. (Med andra ord hur erfordrat antal certifikat ökar med tiden.) Säsongsuppdelade certifikat (med olika pris för olika säsonger) studerades också, men bedömdes som mindre intressanta.
Resultaten från MARKAL-körningarna med olika certifikatmodeller gav inga stora avvikelser i de kvalitativa resultaten. Däremot fanns skillnader i de kvantitativa resultaten, exempelvis:
- Introduceras certifikathandeln snabbt och i stor skala stiger certifikatpriset också snabbt. Ju kortare tid marknaden ges för anpassning desto högre blir kostnaden.
- Om antalet certifikat efter en tid lämnas konstant, sjunker certifikatpriset snabb till följd av antagna kostnadsminskningar för t.ex. vindkraft samt ökande behov av elproduktionskapacitet.
- Om mycket stora mängder förnybar elproduktion erfordras via certifikatsystemet blir priset högt, eftersom tillgängliga potentialer uttöms och allt dyrare alternativ tas i anspråk. Vid mycket höga nivåer kan man i modellberäkningarna till slut nå ett läge där det inte längre finns någon möjlig lösning på problemet, dvs. det finns inte tillräckligt mycket möjlig förnybar produktion för att täcka det som erfordras.
Certifikathandelns påverkan på elpriset ges också av MARKAL. För att beräkna elpriset till kund kan man införa ett korrigerat skuggpris på el som även inbegriper certifikatpriset enligt följande förenklade samband:
pel, korr. = pel,cert + pcert*(Grön el)/(Total elförbrukning) där pel,cert står för skuggpris på el i fallet då certifikatsystemet tillämpas (se figur 20 nedan), pcert är certifikatpriset och kvoten (Grön el)/(Total elförbrukning) är förhållandet mellan produktion av grön el (= antalet certifikat om alla certifikatutfärdare har
vikten 1) och den totala elförbrukningen. Därmed fås resultat enligt figur 19.
Figur 19 Skuggpriset på el, inklusive certifikatpris (pel,korr)
Figur 19 visar att certifikathandeln höjer priset på el (pel,korr), vilket är ett rimligt resultat. Vi ser det genom att det korrigerade skuggpriset på el generellt ligger högre än skuggpriset för referensfallet utan certifikatsystem.
Ett annat principiellt viktigt resultat som testkörningarna med MARKAL visar är att införandet av en certifikathandel i princip sänker marginalkostnaden för elproduktion, givet att certifikatmarknaden är aktiv. (Marginalkostnaden för elproduktionen kan också förbli oförändrad, om samma produktionsalternativ ligger på marginalen vare sig certifikatsystemet tillämpas eller ej.)
150 200 250 300 350 400
1995 2002 2009 2016 2023 2030 2037 2044 2051
SEK /M W h
Referens
1 för alla
5bio 1vind
1bio 1vind
Vi kan schematiskt illustrera resultatet så här:
Det bekräftar de schematiska figurer som ELCERTH:s sekretariat satt upp. I figur 20 anges skuggpriser (priser på marginalproduktionen) som MARKAL ger för respektive fall. Det är de skuggpriserna som legat till grund för beräkningen av de korrigerade elpriserna i figur 19.
Figur 20 Skuggpriset på elproduktionen (transmissionsförluster ingår) (pel,cert)
Elpris
(margin alprod)
Elpris
(margin alprod)
Certpris
Referensfall Certifikatfall
150 170 190 210 230 250 270 290
1995 2002 2009 2016 2023 2030 2037 2044 2051
SEK/MW h
Referens
1 för alla 5bio 1vind
1bio 1vind
I figur 20 kan vi alltså se att certifikathandeln påverkar skuggpriset på el, om än i relativt liten utsträckning. Generellt kan man dock säga att referensfallet uppvisar högst skuggpris medan det fall som har det ”tuffaste” certifikatprogrammet (endast vind och biokondens med certifikatvikten ett vardera) ger det lägsta skuggpriset på el. Som konstaterats tidigare uppvisar merkostnaden för systemet och skuggpriset på certifikat precis det motsatta sambandet. Anledningen till att elpriset är lägre då certifikatsystemet är i drift är att delar av kostnaden för elproduktionsutbyggnaden därmed bärs av certifikatsystemet.
ÅF-Energikonsult AB
Fleminggatan 7, Box 8133, 104 20 Stockholm. Telefon 08-657 10 00. Fax 08-653 31 93. Internet www.af.se. Org.nr 556329-2159. Säte i Stockholm. Certifierat av DNV enligt SS-EN ISO 9001 och ISO 14001
211
Bilaga 6
Elproduktion i industrins mottrycksanläggningar
2001-06-06 Janne Sjödin Hans Åkesson Karin Byman
Sammanfattning
På uppdrag av Elcertifikatutredningen har ÅF-Energikonsult studerat vilka potentialer som finns för elproduktion med olika former av biobränslen som returlut, bark, pellets och bränsleflis i industriellt mottryck. Baserat på dessa bedömningar har en beräkning av produktionskostnaderna för olika elproduktionsnivåer och bränslealternativ genomförts.
Den verkliga elproduktionen inom massa och pappersindustrin uppgick till 3,9 TWh år 2000. Vid en produktionsvolym på 15 Mton (avsalumassa och papper) har den tekniskt möjliga elproduktionen med dagens utrustning och med olja som marginalbränsle beräknats till cirka 5,2 TWh. Den tekniska potentialen med hänsyn till tillgängligt värmeunderlag har beräknats till cirka 6,8 TWh.
Med antagandet om en produktionsvolym av avsalumassa och papper på 17 Mton beräknas elproduktionen uppgå till cirka 4,5 TWh år 2010 förutsatt att dagens prisrelationer mellan bränslen består. Med oförändrade förutsättningar bedöms om- och tillbyggnader ändå leda till en viss ökning av tekniskt möjlig elproduktion fram till år 2010 och då vara cirka 5,4 TWh, med olja som marginalbränsle. Den tekniska potentialen med det värmeunderlag som bedöms föreligga 2010 har beräknats till 7,3 TWh.
För att skapa förutsättningar för ökad mottrycksproduktion utan att det medför orimligt höga investeringar har förutsatts att förädlat biobränsle används som komplement till de interna bränslena.
För att utnyttja hela det befintliga värmeunderlaget år 2010 krävs totala investeringar i elproduktions relaterade anläggningar på 2,8 miljarder kronor.
Elproduktionskostnaden i ett scenario där olja ersätts med pellets stiger från en marginalkostnader på 200–300 kr/MWh vid dagens elproduktionsnivåer upp till 500 kr/MWh vid fullt utnyttjande av mottrycksunderlaget.
Tekniskt sett bedöms en konvertering och utökad elproduktion med pellets som komplement till övriga biobränslen vara möjlig att genomföra men det finns flera andra frågetecken, som tillgång på
förädlat biobränsle, prisutveckling för bränslet och elprisutvecklingen.
Det krävs säkra och stabila förhållanden för att industrin skall göra erforderliga investeringar och etablera inköp av en ny bränsletyp i verksamhet som ligger utanför kärnverksamheten.
1 Inledning
ÅF-Energikonsult har på uppdrag av Elcertifikatutredningen genomfört föreliggande studie. Uppdraget omfattar en studie över vilka potentialer som finns för elproduktion med biobränslen och olika former av bio- och restbränslen som lut, bark, pellets och bränsleflis i industriellt mottryck samt en beräkning av produktionskostnaderna för olika bränslealternativ.
2 Mål och syfte
Utredningen syftar till att kartlägga och analysera de förhållanden som ligger bakom dagens situation och den tänkbara framtida utbyggnaden av industriellt mottryck. Studien skall ge en bild av produktionskostnaderna som ett underlag för fastställande av framtida certifikatvärden. I vilken utsträckning den tekniska potentialen tas tillvara beror främst på tekniska och ekonomiska förutsättningar samt tillgången på bränsle.
3 Avgränsning
Studien avgränsas till att behandla det industriella mottrycket. Det innebär att den potential som bedöms föreligga baseras på värmeenergibehovet inom respektive industri.
Massa- och pappersindustrin är den klart dominerande producenten av mottryckskraft idag. Det är också där som potentialen för ökad biobränslebaserad produktion av industriellt mottryck främst föreligger enligt tidigare studier. Mot denna bakgrund studeras främst förutsättningarna inom just massa- och pappersindustrin.
4 Bakgrund
Mottryckskraft är elproduktion i samproduktion med ångvärme för industriprocess eller fjärrvärme. Vid mottryckskraft tas energi ur ånga av högt tryck/temperatur efter ångpanna för omvandling till elektrisk kraft i turbinen vartefter resterande energi i ångan vid lägre tryck efter turbinen nyttiggörs för värmeändamål. Ju lägre tryck efter turbinen desto mer energi tas ur ångan i turbinen och desto mer elkraft kan produceras. Vid enbart elproduktion hålls ångtrycket efter turbinen så lågt som möjligt, för att maximera kraftproduktionen, med hjälp av kondensering av ångan med kallt kylvatten. Det senare kallas kondenskraft och kännetecknande är att värmeenergin efter turbinen inte nyttiggörs. Vid kondenskraft belastas därför elproduktionen med hela bränsleenergin.
Till skillnad från kondenskraft nyttiggörs däremot all energi i ångan vid mottryckskraftanläggningar; dels för elkraftproduktionen och dels för värmebehovet efter turbinen. Verkningsgraden för omvandling från bränsle till elkraft blir därför mycket hög, ca 85 %. För mottryckskraft är värmeförbrukningen efter turbinen därför en förutsättning, som också bestämmer hur mycket el som kan produceras.
Förhållandet mellan elproduktion och värmeförbrukning efter turbinen (alfa-värdet) ligger mellan 0,15–0,25 vid industriell mottrycksproduktion på grund av de för processerna använda relativt höga ångtrycken. Vid kraftproduktion i fjärrvärmeanläggningar, där lägre mottryck kan användas, ligger motsvarande värden på 0,4–0,6.
Inom ramen för Klimatkommitténs arbete undersökte ÅF-Energikonsult (1999) förutsättningarna att reducera koldioxidutsläppen bland annat genom att utnyttja en större andel biobränsle för mottrycksproduktion inom industrin.
Den kartläggning som gjordes visade att mer än 85 procent av den installerade effekten i mottrycksanläggningar finns inom massa- och pappersindustrin. Vad gäller produktionen är andelen
högre, cirka 95 procent. Övriga anläggningar finns främst inom järn- och stålindustrin, vid oljeraffinaderier samt inom kemisk industri.
I bilaga 1 redovisas de större industriella mottrycksanläggningarna i Sverige. Många av anläggningarna är gamla och antalet anläggningar som byggts under senare år har varit få. Av sammanställningen som gjordes i ovan nämnda studie (1999), bilaga 1, framgår att de större anläggningarna inom övrig industri främst finns inom järn- och metallindustri samt inom raffinaderiindustrin.
Mottrycksproduktionen påverkas av en rad faktorer, av vilka de viktigaste är produktionen av massa och papper, rådande elpris och rådande oljepris. Ett högt elpris i kombination med låga oljepriser gynnar, medan motsatsen missgynnar, mottrycksproduktion. I diagrammet, Figur 4.1, nedan visas el- och oljeprisutvecklingen för industrin under 1980- och 90-talen i relation till mottrycksproduktionen. Löpande priser, exklusive skatt redovisas. Ser man enbart till relationen mottrycksproduktion – oljepris så har mottrycksproduktionen, vid en förenklad betraktelse, legat på en oförändrad nivå i de perioder oljepriset har varit stigande, medan mottrycksproduktionen har ökat när oljepriset har fallit.
Figur 4.1
Elpris och oljepris för industrin, löpande värden
exklusive skatt, öre/kWh samt mottrycksproduktion, TWh, 1980–
1999.
Källa:
Energiläget i siffror 2000, Statens energimyndighet
.
Ser man i stället till prisdifferensen mellan el och olja har mottrycksproduktionen ökat i takt med att prisdifferensen har ökat. Se diagrammet i Figur 4.2 nedan.
-5
0 5 10 15 20 25
1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998
TWh
2 2,5 3 3,5 4 4,5 5
öre/kWh
Prisskillnad el - olja, öre/kWh
Mottryck, TWh el/år
Figur 4.2 Differensen mellan elpris och oljepris för industrin, löpande värden exklusive skatt, öre/kWh samt mottrycksproduktion, TWh, 1980–1999.
Källa:
Energiläget i siffror 2000, Statens energimyndighet.
I Figur 4.3 och Figur 4.4 görs motsvarande analys för enbart år 2000, månad för månad. Även här uppvisas samma samband. Under år 2000 med kraftigt ökade oljepriser och låga elpriser, sjönk mottrycksproduktionen.
-5
0 5 10 15 20 25
1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998
TW h
2 2,5 3 3,5 4 4,5 5
öre/kW h
P risskillnad el - olja, öre/kW h
M ottryck, TW h el/år
Figur 4.3 Relation mellan mottrycksproduktion och oljepris, eo 4 exkl. skatt och spotmarknadspriset på el, öre/kWh, per månad under år 2000, GWh respektive öre per kWh.
Källa: SCB, Oil Bulletin European Commission, Nord Pool.
0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0
jan-00 feb-00 mar-00 apr-00 maj-00 jun-00 jul-00 aug-00 sep-00 okt-00 nov-00 dec-00
öre/kWh
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500
GWh
Oljepris, exkl skatt, öre/kWh
Spotpris el, öre/kWh
Mottrycksprod, GWh
Figur 4.4 Differens mellan elpris (spotmarknad öre/kWh) och oljepris, Eo 4 exkl. skatt i relation till mottrycksproduktionen, per månad under år 2000, öre per kWh respektive GWh el.
Källa:
SCB, Oil Bulletin European Commission, Nord Pool.
Elpriserna förväntas stiga och oljepriserna sjunka de närmaste två till tre åren, vilket, om resonemangen ovan håller, gynnar mottrycksproduktionen.
Prognosen för oljepriset de närmaste två åren är sjunkande, ned mot cirka 22 dollar per fat år 20021 jämfört med dagens cirka 25 dollar per fat. Under år 2000 låg genomsnittspriset på Brentolja på över 28 dollar per fat, vilket är rekordhöga nivåer. Fundamentala faktorer som produktionskostnader, produktionskapacitet och efterfrågan talar för att priset på sikt bör gå ned, enligt Energimyndigheten. Osäkerheten är emellertid stor. I februari 2001 låg terminspriserna för de kommande två åren betydligt lägre än dags-
1
Energiförsörjningen i Sverige, Kortsiktsprognos 2001-02-26, Statens energimyndighet.
-16,0 -14,0 -12,0 -10,0
-8,0 -6,0 -4,0 -2,0
-
jan-00 feb-00 mar-00 apr-00 maj-00 jun-00 jul-00 aug-00 sep-00 okt-00 nov-00 dec-00 öre/kWh
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500
GWh
Prisskillnad el - olja, öre/kWj
Mottryck, GWh el/mån
priset vilket emellertid visar att marknaden förväntar sig lägre priser i framtiden.
De senaste åren har kännetecknats som våtår, och riklig tillgång på vattenkraft ger lägre elpriser. År 2000 uppnåddes, till följd av den kraftiga nederbörden, de lägsta elpriserna sedan elmarknaden avreglerades 1995. Ett typiskt systempris i november 2000 var 14 öre/kWh. I dag, april 2001, ligger systempriset på 20 öre/kWh. Sannolikt är därför att elpriserna de närmaste åren under ett normalår i genomsnitt kommer att stiga. Minskade effektmarginaler i systemet och ökad efterfrågan har också en prisdrivande effekt. Trenden i terminshandeln visar på stigande priser.
4.5. Styrmedel
Dagens skattesystem styr i stor utsträckning vilka bränslen som redovisas för mottrycksproduktion. Elproduktion är obeskattad, oavsett om det är fossila bränslen eller biobränslen som används. Industrin är befriad från energiskatt men betalar 35 procent av den generella nivån på koldioxidskatten för övrig energianvändning. Det gör att industrin i så stor utsträckning som möjligt redovisar en oljebaserad elproduktion och hänför biobränslena till övrig energiproduktion. Hur mycket biobränslen som i praktiken används för elproduktion är därför svårt att uppskatta.
5 Biobränsle och dess användning
Syftet med att öka elproduktion genom utökat industriellt mottryck är att få in en större andel biobränslebaserad elproduktion. Biobränslen är emellertid inte ett entydigt begrepp.
I biobränslesammanhang förekommer en mängd begrepp och uttryck. Nedan följer en kort förklaring av några vanliga begrepp.
Biobränsle är bränsle som härstammar från biologiskt material och indelas i olika grupper beroende på ursprung, tillverkningsmetod, fraktionsstorlek etc.
Returlut . Återvinningen i en sulfatmassafabrik omfattar omhändertagning av Returluten från massatvättningen, indunstning av luten till hög torrhalt före förbränning i sodapannan, värmeutvinning från utlöst vedsubstans och kemikalieåtervinning i sodapannan, samt beredning av nya kokkemikalier i vitlutberedningen.
Indunstning av luten skedde tidigare till cirka 65 procent torrhalt, vilket gör den brännbar. Numera är det vanligt med indunstning till 70–80 procent torrhalt, vilket höjer värmeutbytet från returluten. Luten, även kallad tjocklut, förbränns i sodapannan, varvid utlöst vedsubstans omvandlas till värmeenergi för ångproduktion. I pannan återvinns och omvandlas kemikalierna, vilka rinner ut från botten som en smälta bestående av huvudsakligen av natriumsulfid och natriumkarbonat. Smältan löses upp med vätska för beredning av kemikalierna för återanvändning i kokprocessen.
Skogsbränsle är trädbränsle som inte haft någon tidigare användning. Hit räknas bränsle producerat av stammar, grenar och toppar (GROT), barr och stubbar, liksom bränsle från skogsindustrins avfall och biprodukter, som till exempel bark, flis och sågspån. Den del av skogsbränslet som kommer direkt från skogen kallas ibland primärt skogsbränsle.
Till trädbränsle räknas alla biobränslen där träd eller delar av träd är utgångsmaterial och där ingen kemisk omvandling har skett. Bränsleråvaran kan ha använts till annat, som till exempel rivningsoch emballagevirke.
Till återvunnet trädbränsle räknas trädbränsle som tidigare använts till annat. Råvaran kan till exempel utgöras av emballagevirke, formvirke eller spillvirke från byggnadsverksamhet.
Energiskogsbränsle är trädbränsle från snabbväxande trädarter, som har odlats för energiändamål.
Produktion av trädbränsle sker i huvudsak genom flisning av avverkningsrester eller virke utan industriell användning till bränsleflis med mobila flisaggregat, flisning eller krossning av vedspill och bark vid skogsindustrin, uttag av både industrived och skogsbränsle i form av okvistade träddelar som flisas vid terminal eller renseri och produktion av förädlade trädbränslen, som till exempel briketter, pelletar och träpulver.
Dessutom sker en liten produktion av återvunnet trädbränsle i form av till exempel rivnings- och emballagevirke. Import av återvunnet trädbränsle för användning inom fjärrvärmesektorn är relativt vanlig.
Bränsleflis och kross är de största produkterna med knappt 50 procent av produktionen. Metoderna för uttag av avverkningsrester har i hög grad förändrats jämfört med början av 1980-talet. Då sönderdelades cirka 60 procent av avverkningsresterna ute på hyggena. Idag är motsvarande siffra 20–25 procent. I stället strävar man efter att sönderdela så sent som möjligt i kedjan för att få billigast möjliga sönderdelning och samtidigt bättre kontroll över lagring, kvalitet och flöde.
De förädlade bränslena tillverkas framför allt av biprodukter från trävaruindustrin och kan delas upp i briketter, träpelletar och träpulver. De utgör 17 procent av den totala trädbränsleproduktionen och möjliggör en mer rationell och billig hantering och vid förbränning har man tillgång till ett bränsle med större energiinnehåll per volymenhet än andra former av trädbränsle.
Svenska Trädbränsleföreningen genomför årligen en undersökning av trädbränsleproduktionen på uppdrag av Energimyndigheten. Den genomförs som en totalundersökning och man räknar med att 95 procent av total trädbränsleproduktion täcks in.
Tabell 5.1 Produktion av trädbränslen fördelad på bränsleslag, 1991–1998.
Bränsleslag
1991 1992 1993 1994 1995 1996
1)
1997
1)
1998
1)
GWh
Oflisad råvara
-----
345 199 151
Bränsleflis/ kross
3 803 2 940 4 992 5 925 6 324 9 885 10 269 10 237
Spån och bark
2 590 2 700 4 213 6 489 9 907 5 274 6 692 8 621
Förädlat träbränsle
680 933 1 388 1 901 2 566 3 036 3 618 3 976
Totalt
6 573 10 593 14 315 18 797 18 540 20 778 22 985
Källa:
Svenska Trädbränsleföreningen.
1) Värdena åren 1996-1998 är inte direkt jämförbara med tidigare år, eftersom det då ingick vissa internleveranser av framför allt spån och bark i de skogsindustriella företagen.
Den totala användningen av biobränslen uppgår till cirka 93 TWh och fördelar sig på olika användare enligt Figur 5.1.
Figur 5.1 Totala biobränsleanvändningens fördelning på olika kategorier av användare.
Skogsindustrin står genom eldning av egna biprodukter, returlutar och råvarurester m.m. för huvuddelen av biobränsleanvändningen. I tabell 5.2 redovisas hur användning utvecklats under perioden 1990–1999.
Avfall, torv mm
11%
Ved i småhus
11%
Trädbränsle i
massa-och pappersindustrin
10%
Returlutar inom massaindustrin
39%
Trädbränsle i
fjärrvärmeverk
18%
Trädbränsle
i sågverk
11%
Totalt ca 93 MWh
Tabell 5.2 Användning av biobränslen m.m. för energiändamål inom industrin, TWh.
Användare
TWh
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999
Massaindustrins returlutar
27,6 28,6 28,3 29,7 29,8 31,4 30,9 32,2 33,0 33,9
Massaindustrins övriga biprodukter
8,2 8,4 8,3 8,6 8,1 7,6 6,9 6,9 6,8 6,7
Sågverksindustrins biprodukter
6,4 7,0 7,1 7,3 8,0 8,4 8,9 9,7 9,6 9,8
Biobränslen för elproduktion i
industrin
2,2 2,2 2,4 2,2 2,1 2,3 2,1 2,5 2,5 2,3
Övriga branscher 0,8 0,6 0,6 0,5 1,5 1,7 1,9 1,7 2,0 1,6
Summa i industrin 45,2 46,8 46,7 48,3 49,6 51,4 50,8 53,0 53,9 54,3
Källa:
Energimyndigheten, Energiläget i siffror 2000.
6 Beskrivning av anläggningar och konverteringsmöjligheter
Större delen, eller i storleksordningen 95 procent av den industriella mottryckskraftproduktionen sker inom massa- och pappersindustrin. Mottryckskraftproduktionen sker framför allt i fabriker med kemisk massatillverkning, i avsalumassabruk och i integrerade massa- och pappersbruk. I avsalumassafabrikerna baseras elproduktionen till övervägande del på interna bränslen, returlutar och bark. I integrerade bruk baseras elproduktionen huvudsakligen på externa bränslen, såsom olja, naturgas och kol men även på biobränslen som inköpt bark och skogsbränsle. De interna bränslena svarar endast för en bråkdel av använda bränslen.
I Figur 6.1 redovisas hur elproduktionen har varierat med massaproduktionen under en 35-årsperiod.
Figur 6.1 Mottrycks produktion av el i jämförelse med massaproduktion över ett antal år. Källa: Skogsindustrierna, Statens
Energimyndighet.
Till en betydande del styrs möjlig elproduktion av värmebehovet i processerna. Av diagrammet framgår att elproduktion och massaproduktion följer samma mönster. Att mottrycksproduktionen proportionellt sett var låg under perioden 1980–1994 kan förklaras av den goda tillgången på elkraft under den perioden kombinerat med en reglerad marknad. I samband med avregleringen i mitten på 1990-talet medförde prisförhållandena mellan bränslen och el att det var lönsamt att öka elproduktionen. År 2000 uppgick den verkliga produktionen av mottryckskraft till cirka 3,9 TWh.
I Figur 6.2 redovisas en bedömning av använda bränslen för elproduktion. Bedömningen grundar sig på en genomgång av elproduktionsförutsättningarna vid ett 40-tal massa- och pappersindustrier. Av figuren framgår att den interna bränsleandelen i form av lutar är störst följt av olja och inköpt bränsle. Utformningen av nuvarande skattelagstiftning gör att anläggningsägaren har rätt att hänföra det beskattade bränslet till elproduktion och därmed undvika skatt på den del som används
0 1 2 3 4 5 6 7 8
1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005
År
T Wh el per år
0 2 000 4 000 6 000 8 000 10 000 12 000 14 000 16 000 18 000
Mottryck TWh el/år
Avsalu- och pappermassa prod kton/år
kto n per år
för elproduktion. I anläggningar som använder både fossila bränslen och biobränslen är det därför inte möjligt att ta fram en entydig statistik över den verkliga användningen av bränslen för elrespektive värmeproduktion.
Figur 6.2 Bränsleanvändningen för mottrycksproduktion år 2000.
Källa:
ÅF
.
Som framgått uppgick den verkliga produktionen av mottryckskraft till cirka 3,9 TWh år 2000. I befintliga anläggningar bedöms den tekniskt möjliga elproduktionen uppgå till 5,25 TWh/år med olja som marginalbränsle. Den totala produktionsvolymen av avsalumassa och papper var då drygt 15 Mton. Bedömningen av den tekniskt möjliga elproduktionen vid produktionsvolymen år 2000 baserar sig på statistik från industrierna, intervjuer med branschföreträdare och företrädare för industrier.
Bränsle för mottrycksproduktion 2000
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000
Mekanisk Avsalumassa
Kemisk Avsalumassa
Integrerad Papperstillv Oint Papperstillv
GWh bränsle
Olja Externt bio Internt
Ovanstående kan sammanfattas enligt följande för produktionsvolymen 15 Mton (avsalumassa och papper):
Verklig elproduktion år 2000 3,9 TWh Tekniskt möjlig1) år 2000
dagens utrustning
5,25 TWh
Teknisk potential år 2000
med hänsyn till tillgängligt värmeunderlag
6,8 TWh
1) olja som marginalbränsle
Baserat på dagens produktion av massa och papper och det behov av värme som denna produktion kräver bedöms den totala potentialen för elproduktion vara cirka 6,8 TWh/år.
I tabell 6.1 redovisas verklig och potentiell elproduktion för olika delprocesser.
Till grund för de bedömningar som gjorts vad avser bedömd elproduktion 2010 har antagits att prisförhållandet mellan el och olja motsvarar dagens. Uppgifter har samlats in från ett 40-tal industrier.
Tabell 6.1 Verklig och potentiell mottryckskraftproduktion.
Avsalumassa-Papperstillverkning
Totalt
tillverkning Integrerad Ointegrerad
2000 2010 2000 2010 2000 2010 2000 2010
Produktion per år
(produkter)
kton 4 334 4 500 9 450 11 000 1 425 1 500 15 209 17 000
Mottrycksproduktion,
verklig/bedömd Gwh
e
2 000 2 300 1 900 2 200 40 50 3 940 4 550
-varav biobränslebaserad
Gwh
e
1 700 1 700 1 300 1 500 20 20 3 020 3 220
-varav internbiobränsle-
baserad
Gwh
e
1 600 1 600 900 1 000 20 20 2 520 2 620
Tekniskt möjligt, med
befintlig utrustning och
olja som marginalbränsle.
Gwh
e
2 500 2 600 2 700 2 800 50 50 5 250 5 450
-varav biobränslebaserad
Gwh
e
1 700 1 700 700 700 20 20 2 420 2 420
Mottryckskraft potential,
vid maximalt utnyttjande
av värmeunderlag Gwh
e
3 100 3 200 3 600 4 000 100 100 6 800 7 200
Ökning elproduktion, utan
investeringar
GWh
e
500 300 800 600 10 0 1 310 900
Bränslebehov för ökning GWh
b
619 372 991 743 12 0 1 622 1 115
Ökning elproduktion –
Verklig potential Gwh
e
1 100 900 1 700 1 800 60 50 2 860 2 750
Bränslebehov för ökning GWh
b
1 362 1 115 2 105 2 230 74 62 3 542 3 406
Källa
: ÅF.
För år 2010, med en antagen produktion av avsalumassa och papper på 17 Mton, beräknas elproduktionen uppgå till 4,55 TWh vid samma prisrelation mellan el och bränsle som i dag. Att den specifika produktionen ökar relativt mindre än produktionen beror på antagandet att en omfördelning av produktionen sker så att bland annat relativt mera mekanisk massa kommer att tillverkas. För år 2010 bedöms den tekniskt möjliga elproduktionen vara 5,45 TWh. Potentialen år 2010, med utnyttjande av hela det värmeunderlag som då bedöms föreligga, bedöms till cirka 7,3 TWh.
För 2010 kan bedömningarna sammanfattas enligt följande vid en produktionsvolym av 17 Mton (avsalumassa och papper):
Bedömd elproduktion år 2010
Prisrelation el/bränsle som 2000
4,55 TWh
Tekniskt möjlig1)
år 2010viss ny utrustning
5,45 TWh
Teknisk potential år 2010
Med hänsyn till bedömt tillgängligt värmeunderlag
7,3 TWh
1) olja som marginalbränsle
Antagandet som uttrycks som oförändrad prisrelation el/bränsle är ett försök att vad som bedöms hända om dagens förutsättningar består ”Business as usual”.
Med viss ny utrustning avses de kapacitetsökningar som förväntas ske i samband med ombyggnader, även om inte några speciella incitament skapas för ökad mottrycksproduktion. För att den tekniska potentialen skall utnyttjas krävs förändrad prisrelation mellan el/bränsle eller andra incitament.
För att utnyttja den potential som finns krävs att samtliga ångpannor kan leverera högtrycksånga på 60 bar samt att tillräcklig turbineffekt finns installerad. Dessa förutsättningar är inte uppfyllda idag, vilket medför att investeringar måste göras för att hela potentialen skall kunna utnyttjas.
Installerad turbineffekt är idag 825 MW. För att teoretiskt nå potentialen år 2010 krävs en ökning av den installerade effekten till minst 1075 MW, det vill säga en ökning med 250 MW från dagens nivå.
För att i praktiken nå potentialen år 2010 bedöms dessutom att äldre ineffektiva turbiner behöver bytas ut. Till följd av att dessa äldre turbiner försvinner måste även detta bortfall av effekt kompenseras, vilket medför att behovet av ny effekt kan komma att uppgå till i storleksordningen 480 MW.
För den ökade mottryckskraftproduktionen krävs ökad tillförsel av bränsle. En viss del av det ökade bränslebehovet utgörs av friställda interna bränslen genom värmebesparing. Här är det dock viktigt att påpeka att reducerad värmeanvändning i processen minskar värmeunderlaget, vilket i sin tur reducerar möjlig produktion av mottryckskraft.
Sker inga stora förändringar av prisrelationen mellan el och bränsle kommer sannolikt inte några nya turbiner att installeras möjligen med undantag för installationer i samband med större utbyggnader i fristående massabruk. I den typen av bruk blir oftast energibalansen sådan att utökad kraftproduktion kan baseras på interna bränslen vilket ger låga bränslekostnader.
I Figur 6.3 redovisas gjorda potentialbedömningar grafiskt.
Figur 6.3 Mottrycksproduktion och potential med antagen produktionsutveckling.
Källa ÅF.
Mottrycksproduktion -Potential Avsalumassa- och pappersproduktion
0 1 000 2 000 3 000 4 000 5 000 6 000 7 000 8 000
2010
År
GW h el p er å r
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18
A v sa lu- oc h pappe rs pr od, Mt on pe r år
Verklig Tekn möjl Potential Produktion
En ökad användning av bark eller oförädlade biobränslen är i princip inte möjlig i befintliga pannor. Att bygga ut ytterligare pannkapacitet för dessa typer av bränslen kräver höga investeringar och bränslena måste vid en utbyggnad till stor del köpas externt.
För att minska oljeanvändningen och ersätta den med biobränsle har här antagits att oljan ersätts med förädlat biobränsle, pellets. Pellets har betydligt bättre bränsleegenskaper, vilket möjliggör minskad oljeanvändning och ökad verkningsgrad etcetera. En sådan lösning möjliggör utnyttjande av befintliga pannor i vilka oljan ersätts med pellets dels för att klara dagens elproduktionsnivå, men även för att utnyttja den idag installerade turbineffekten som inte utnyttjas.
Investeringen för att öka effekten med 480 MW har beräknats till 2.800 Mkr. Kapitalkostnaden för investeringen kan uttryckas i kronor per ytterligare producerad MWh mottryckskraft. Genom en annuitetsberäkning kan denna kapitalkostnad fastställas (6 procent, 10 år). Det ger en specifik kapitalkostnad på 164 kr/MWhel.
Investeringarna för att konvertera befintlig utrustning från olja till pellets redovisas som funktion av utökad elenergiproduktionskapacitet upp till cirka 1 500 GWhe i figur 6.4. I samma figur redovisas även investeringskostnaden för att öka elproduktionen med nya turbiner och tillhörande marginell pannkapacitet, så att hela det tillgängliga värmeunderlaget utnyttjas.
Potentialen i ökad elproduktion inom massa- och pappersindustrin beräknas kräva en investering på totalt cirka 2,8miljarder kronor, se Figur 6.4.
Figur 6.4 Marginell investering för ökad mottryckskraft inom massa- och pappersindustrin.
Källa
ÅF
.
I kapitalkostnad för pannkapacitet ingår endast det ökade behovet för att täcka den ökade energibehovet för den ökande mottryckskraften. För att realisera investeringen måste även övrig del av pannan räknas med – totalt omkring 3–4 000 Mkr, eller omkring 150–350 Mkr per bruk där det är aktuellt.
7 Produktionskostnader 2000 och 2010
Som framgått producerades totalt nära 4,0 TWh
el
mottryckskraft
inom massa- och pappersindustrin år 2000. Det var något mindre än året innan, vilket främst berodde på att det inte var lönsamt att producera mottryckskraft med olja på grund av högt oljepris.
Inom massa- och pappersindustrin bedöms idag drygt 2,5 TWh
el
mottryckskraft vara baserad på interna bränslen, returlut och bark. Resterande produktion måste baseras på inköpta bränslen såsom,
0 500 1 000 1 500 2 000 2 500 3 000
500 1000 1500 2000 2500 3000 3500
Ökad mottryckskraft, GWh
e
Investering, Mkr
Bränslebyte för befintlig turbinkapacitet
Investering i nya turbiner och tillhörande marginell pannkapacitet
bark från sågverk, skogsbränslen och olja. Av Figur 7.1 framgår beräknad produktionskostnad med i dag tillgänglig produktionsutrustning och tillgängligt värmeunderlag. Den heldragna linjen speglar bedömd produktionsmix under år 2000 och har teoretiskt delats upp på olika bränslen.
- Upp till 2,5 TWh
el
sätts bränslekostnaden till noll, därför att
kraftproduktionen baseras på interna bränslen, och den produktionskostnad som redovisas utgörs av bedömd kostnad för underhåll 40 kr/MWh
el
. Här bör beaktas att vissa typer av interna bränslen kan ha en alternativ användning och därmed ett marknadspris
- I intervallet därefter utgörs kostnaden av inköpt bränsle (flis) 110 kr/MWh
bränsle
som inklusive underhåll och övriga drift-
kostnader ger elproduktionskostnaden 170 kr/MWh
el
.
- För resterande produktion antas att olja utgöra bränslet och med prisnivån 150 kr/MWh
bränsle
blir den totala elproduktions
kostnaden inklusive underhåll och övriga driftskostnader 200 kr/MWh
el
.
Figur 7.1 Produktionskostnad för mottryckskraft 2000 exklusive kapitalkostnader med olja som kompletterande bränsle.
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Mottryckskraftproduktion, GWh
e
Produktionskostnad, kr/MWh
e
Dagens produktion
Dagens möjliga produktion med olja
För att skapa förutsättningar för ökad mottrycksproduktion utan att det medför orimligt höga investeringar har förutsatts att förädlat biobränsle används som komplement till de interna bränslena.
Potentialen i ökad mottryckskraft inom massa- och pappersindustrin enligt Figur 6.3 bedöms till nära 3,3 TWh
el
utöver nu-
varande produktion på 4,0 TWh
el
vid maximalt utnyttjande av vär-
meunderlaget. För den ökade produktion erfordras en bränslemängd på cirka 4,5 TWh
bränsle
. I dessa siffror ingår en liten mängd kondenskraft tillverkad på värmeöverskott i kemiska avsalumassabruk. Den ökade mottryckskraftpotentialen är framräknad med utgångspunkt från värmeunderlaget år 2000. Den ökade produktionen fram till år 2010 medför en ökning av värmeunderlaget, men på grund antagna värmebesparingar under samma period görs bedömningen att för mottrycksproduktion tillgängligt värmeunderlag år 2010 inte ökar lika snabbt som produktionen. Produktionskostnaden för den ökade mottryckskraftgenereringen visas i Figur 7.2. Den dominerande delen av produktionskostnaden är priset för bränslet, vilket för tillkommande bränsle huvudsakligen är baserat på pellets.
- Upp till 2,5 TWh
el
sätts bränslekostnaden till noll, därför att
kraftproduktionen baseras på interna bränslen, och den produktionskostnad som redovisas utgörs av bedömd kostnad för underhåll 40 kr/MWhel.
- I intervallet därefter utgörs kostnaden av inköpt bränsle (flis) 110 kr/MWh
bränsle
som inklusive underhåll och övriga drift-
kostnader ger elproduktionskostnaden 170 kr/MWh
el
.
- Pellets ersätter oljan, till viss del utan kapitalkostnader. Kostnaderna utgörs då av bränslekostnaden för pellets med 170 kr/MWh
bränsle
vilket ger den totala elproduktionskostnaden 240
kr/MWh
el
, inklusive underhåll och övriga driftkostnader.
- För högre elproduktion från cirka 3,7 upp till cirka 5,3 TWh
el
,
utan användning av olja, krävs investeringar i utrustning för förbränning av pellets (i förugn med tillhörande pulverbrännare). Successivt ifrån en produktionsnivå högre än cirka 5,3 TWh
el
krävs installation av ytterligare pann- och turbin-
kapacitet. I några fall bedöms pannkapacitet finnas men inte tillräckligt turbinkapacitet. I de flesta fall bedöms dock båda kapaciteterna behöva ökas, vilket leder till en allt högre andel
kapitalkostnad. I kapitalkostnad för pannkapacitet ingår endast det ökade behovet för att täcka den ökade energibehovet för den ökande mottryckskraften.
- I vissa fall har antagits att nya investeringar görs i pannor som möjliggör att billigare inköpt trädbränsle delvis kan användas.
Figur 7.2 Produktionskostnad (totalt/varav kapital) för ökad mottryckskraft inom massa- och pappersindustrin med pellets som kompletterande bränsle. Kapitalkostnaden avser turbin och del i panna för elproduktion.
I potentialen för ökad elproduktion bedöms ingå en mindre mängd kondenskraft som produceras på överskottsvärme i avsalumassabruk.
Som jämförelse med Figur 7.2 visas i Figur 7.3 produktionskostnaden även för dagens produktion med olja och med dagens befintliga utrustning respektive med pellets som kompletterande bränsle till övriga biobränslen.
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Mottryckskraftproduktion, GWh
P rodukt ionspri s , kr/ M Wh e
varav kapital
Totalt
Figur 7.3 Produktionskostnad för mottryckskraft inom massa- och pappersindustrin
Skillnaden mellan produktionskostnaden med olja som komplement (streckade kurvan) och pellets som komplement (översta kurvan) visar vilket stöd som krävs, kr/MWh
e
för att biobränsle
(pellets) skall vara ett konkurrenskraftigt alternativ mot olja. Huruvida denna produktion är lönsam eller ej beror på rådande elpris. Antagna bränslepriser redovisas i avsnitt 7.1 och 7.2.
Det naturliga företagsekonomiska hindret är att det inte går att ekonomiskt motivera investeringar i ny mottryckskraft om inte prisrelationen mellan el och bränsle långsiktigt kan bedömas bli sådan att kapital-, underhålls och bränslekostnader är lägre än möjlig intäkt från elförsäljningen. I befintliga anläggningar måste intäkten för elkraften överstiga de rörliga drifts- och underhållskostnaderna. För att ekonomiskt motivera användning av bio-
0 100 200 300 400 500 600
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Mottryckskraftproduktion, GWh
e
Produktionskostnad, kr/MWh
e
Kapitalkostnad för potential
Total kostnad för potential
Dagens mottrycksproduktion
Möjlig ökning av dagens produktion
Olja
Interna bränslen
Dagens och möjlig ökad produktion
Interna bränslen
Flis
Pellets
Teknisk potential
Flis
bränslen måste dessutom detta bränsle ge en lägre total elproduktionskostnad än andra bränslealternativ som kol och olja.
Eftersom ett bränsle med hög energitäthet förutsätts, kommer efterfrågan och därmed prisutvecklingen på pellets att vara en betydelsefull faktor för om produktionen skall bli lönsam eller ej.
Förutom de direkta ekonomiska hindren finns det andra faktorer som måste beaktas bland annat följande.
- Redan i dag finns det exempel på samarbete där en extern aktör, ett energibolag, står för investeringar i den utrustning som behövs för elproduktion. En fortsatt utveckling mot att andra än industrin själv utnyttjar möjligheten att på ett effektivt sätt utnyttja industrins elproduktionspotential kan underlätta att den tas tillvara. Inom industrin konkurrerar investeringarna med investeringar i kärnverksamheten. Ett energibolag vars kärnverksamhet är energiproduktion styrs sannolikt andra värderingar och alternativa investeringar.
- Inköpsorganisationen måste sannolikt förstärkas. Här gjorda bedömningar baserar sig på att det framförallt är förädlat biobränsle som kan ersätta befintlig oljeanvändning för elproduktion och också är alternativet till olja vid en utökad elproduktion. Det krävs sannolikt förhållandevis säkra och stabila förhållanden för att industrin skall etablera inköp av en ny bränsletyp.
- Hur kommer tillgången på förädlat biobränsle att vara och vad händer med priset på sikt. Av största vikt är denna utveckling om investeringar gjorts och ett alternativt bränsle saknas. Tekniskt utgör olja ett alternativ men är det ett verkligt alternativ miljömässigt.
- Plats måste reserveras för den extra biobränslehanteringen, eftersom förädlade biobränslen kräver annan utrustning än olja och har ett lägre energiinnehåll per volymsenhet än olja.
- Askhalten är högre än för olja vilket leder till ökad askhanteringen och ökade kostnader för omhändertagande och deponering av aska.
- Elförbrukningen ökar (mera fläktar, transportörer etc.).
- Drift- och underhållskostnaderna ökar med förädlat biobränsle i stället för olja.
Referenser
Naturvårdsverket, Rapport 4716. Konkurrens om biomassa. Regionala obalanser.
Energimyndigheten. Energiläget i siffror 2000.
Energimyndigheten. Energiförsörjningen i Sverige, kortsiktsprognos 2001-02-26.
ÅF. Ökat industriellt mottryck, underlag till Klimatkommittén, år 1999.
NUTEK. Trädbränsle 1997, Rapport 1997:49.
Skogsindustrins statistik över bränsleanvändning.
Trädbränsle Skogsstatistisk ordbok.
Intervjuer med branschföreträdare och företrädare för enskilda industrier.
Bilaga 7
Statens energimyndighet
Dnr Datum 00-01-2816 2001-10-02
Ert Dnr Ert datum 2001-09-21
Elcertifikatutredningen (N 2000:07) 103 33 Stockholm
Förfrågan angående myndigheternas uppgifter i ett system för handel med elcertifikat
Elcertifikatutredningen har begärt en närmare beskrivning av konsekvenserna för Energimyndigheten som blir följden av att införa kvotplikt för förnybar elproduktion och handel med certfikat.
Inledningsvis vill Energimyndigheten erinra om den korta tid som har stått till förfogande för att bedöma konsekvenserna. Vidare är i skrivande stund inte alla uppgifter tillräckligt preciserade. Systemet är nytt och det saknas erfarenhet från andra länder. Det
är därför sannolikt att några uppgifter har förbisetts. Det kommer också att uppstå startproblem i samband med att nuvarande stödsystem ska ersättas med certifikatsystemet. Reservation måste
Några utgångspunkter:
Arbetsuppgifter från SOU vers 90 1500 - 2000 producenter 500 - 1000 kvotpliktiga 4,5 milj hushållskunder för el 7-15 milj certifikat ca 10 olika kategorier producenter 4 kategorier kvotpliktiga
också göras beträffande eventuella övergångsbestämmelser mellan nuvarande stödsystem och ett certifikatsystem. Följande redovisning över resursbehov är därför förknippad med en stor osäkerhet och kan bara användas för en första bedömning av resursbehovet och för att uppskatta erforderliga insatser för att ett nytt system ska finnas i operationell drift den 1 januari 2003. Se också tidschemat i bilaga 1.
En mer noggrann analys kan göras efter det att systemet, inklusive övergångsreglerna är fullständigt kända
Uppgifter av engångskaraktär såsom förberedelser för och etableringen av systemet
Datasystem Systemet med el-certifikat ska bygga på en elektronisk hantering. Stora krav bör därför ställas på det datasystem som har i uppgift att hålla reda på godkända anläggningar/producenter, registrerade kvotpliktiga, överlåtelse och innehav av certifikat samt priser och elanvändning mm. För att effektivt hantera all information förordar Energimyndigheten att ett gemensamt databassystem mellan Svenska Kraftnät och Statens energimyndighet etableras. Ett sådant system kommer att ta tid och resurser att etablera. Ett väl utformat databassystem kommer med stor sannolikhet att betydligt förenkla den löpande hanteringen av godkännande, granskning, kontroll, beräkning av sanktionsavgifter m.m. Energimyndigheten bedömer att detta är en förutsättning för förenkla processen och för att inte göra systemet administrativt betungande.
Det blir också nödvändigt att utveckla myndighetens hemsida så att den kan användas för de kvotpliktigas redovisning av ingivna certifikat m.m. Det ställer i sin tur krav på en nära koppling mellan databassystemet och hemsidan. I det sammanhanget måste också rättsäkerheten och intrång i systemet kunna garanteras.
Energimyndigheten och Svenska Kraftnät uppskattar att ett fullt tillförlitligt system normalt kräver 1½ år att genomföra. Att exakt ange kostnaden för detta system kräver anbudsunderlag och att alla uppgifter finns preciserade. Personalinsatserna bedöms kräva ca 10 personmånader hos myndigheten och uppbygganden av databassystemet bedöms kosta 8 -12 Milj kronor. Det går att forcera
arbetet med det sker i så fall till ökade kostnader och risk för en ej fullgod funktion i starten.
Föreskrifter Utredaren kommer inte att föreslå någon förordning som blir kopplad till lagen om el-certifikat. Arbetet med en förordning beräknas starta under nästa år. Beslutet kan först tas i samband med att riksdagen godkänner lagförslaget. Föreskriftsarbete inom myndigheten kan börja när propositionen är lagd, under förutsättning att innehållet i den blivande förordningen är känt. Resursbehovet för arbete med föreskrifter blir därför osäkert att uppskatta, både med avseende på volymen och på tidpunkten då arbetet kan påbörjas. Arbetet omfattar föreskrifter för godkännande av anläggningar, ingivning av certifikat, deklaration av elanvändningen, sanktionsavgifter, garantipriser på certifikat under inledningsperioden. En del av dessa arbetsuppgifter är välkända hos myndigheten, medan andra är helt nya. Med ledning av myndighetens arbete med föreskrifter i anslutning till schablonreformen uppskattas tidsåtgången bli 6 - 12 personmånader. Därtill kommer tid för samrådsförfarande med inblandade aktörer.
Arbetet behöver göras under en begränsad tid. Det är nödvändigt att vissa föreskrifter blir slutförda under augusti 2002. Det gäller exempelvis föreskrifter för godkännande och registrering, för att alla producenter ska kunna ansöka om godkännande innan 1 december och för att en registrering av kvotpliktiga hinner ske.
Kompetensuppbyggnad hos myndigheten Systemet med el-certfikat är helt nytt och initialt kommer det att kräva utbildningsinsatser inom myndigheten och ev. nyrekrytering av personer med adekvat utbildning och erfarenhet. Energimyndigheten bedömer att flera avdelningar kommer att bli berörda. Som ett minimum kommer ca 24 personmånader för denna insats. Ett fullt utbyggt system kommer att kräva att 7 – 18 personer arbetar med dessa frågor på hel- eller deltid (se nedan).
Information/kommunikationsinsatser Kunskaperna om vad elcertifikat innebär är låga hos alla målgrupper. Dessa måste således utbildas och informeras. Detta ställer stora krav på kontinuitet och konsistens i hur man hanterar dessa frågor för att lyckas. Det handlar dels om en uppbyggnadsfas, som
sträcker sig över 2-3 år, dels en fortlöpande insats. I uppbyggnadsfasen behöver man dels höja kunskapsnivån hos de professionella aktörerna dels informera konsumenterna.
Det kommer att bli nödvändigt att genomföra regionala seminarier efter riksdagsbehandlingen för att informera om det nya systemet. Det blir också nödvändigt att annonsera om det nya systemet för att täcka alla professionella aktörer. En särskild kampanj riktad mot hushållen bör genomföras i samråd med Konsumentverket och företrädare för branschen. Energimyndigheten bedömer att det krävs 2 Milj kronor för dessa aktiviteter under 2002 och att fortlöpande en förstärkning av förvaltningsanlaget på 1 Milj kronor för att upprätthålla kontinuitet och konsistens under de inledande åren. Personalinsatserna beräknas uppgå till ca 12 personmånader.
Godkänna anläggningar före 2003 Om riksdagen i juni 2002 beslutar om införande av el-certifikat kan Energimyndigheten därefter fastställa aktuella föreskrifter. Via myndighetens hemsida kan anläggningsägare hämta ansökningsblankett och föreskrifter för godkännande av anläggningar. Totalt bedöms 1000-1500 anläggningar bli aktuella för godkännande under andra halvåret 2002. Då oklarhet råder om tillgängligt datastöd initialt, kan provisoriska lösningar komma att krävas.
För dessa godkännanden uppskattar Energimyndigheten att ca 20 personmånader erfordras som i huvudsak kan ses som en engångsinsats.
Registrering av kvotpliktiga
Registrering av kvotpliktiga skall ske hos Energimyndigheten. Elhandlare och egenproducent skall anmäla sig senast fyra veckor innan kvotplikten inträder. Enskilda elanvändare som önskar vara kvotpliktiga skall anmäla detta till Energimyndigheten senast den 1 december året före det år som kvotplikten avser. Det innebär att ett register och rutiner för att hantera det måste finnas på plats den 1 december 2002. Om inte datasystemet hinner bli klart innan driftstart kommer detta arbete att bli betungande. Energimyndigheten skall också, om det finns grundad anledning anta att kvotpliktig elhandlare eller egenproducent underlåtit att anmäla sig, registrera denne ex officio. Energimyndigheten bedömer att det kommer att krävas 4-8 personmånader för denna uppgift
Återkommande uppgifter som avser den löpande driften
Underhåll av datasystemen Återkommande underhåll av datasystemen inklusive webb hantering är nödvändigt. Energimyndigheten uppskattar att detta kommer att kräva 6-12 personmånader. Externa kostnader beräknas bli ca 2Milj kr.
Godkänna anläggningar inklusive tillsyn och rapportering När systemet är i drift är det frågan om förändringar i registret genom att nya anläggningar tillkommer, anläggningar uppgraderas till högre effekt eller att anläggningar tas ur drift. En större tidsåtgång kommer att krävas för att godkänna biobränsleeldade anläggningar och vattenkraftanläggningar. Genom i första hand stickprovskontroller skall sedan fastställas att en anläggning uppfyller kraven för att vara certifierade. Det arbetet bör i första hand inriktas på biobränsleeldade anläggningar samt vissa vattenkraftanläggningar.
Certifikaträtten kan återkallas men om Energimyndighetens beslut ändras i högre instans, skall myndigheten ta ställning till om innehavaren i efterhand skall få de certifikat denne gått miste om till följd av beslutet.
Energimyndigheten uppskattar att 4-6 personmånader behövs för dessa uppgifter.
Följa upp och utvärdera certifikatmarknaden
Uppföljning av certifikatmarkanden med avseende på priser, utbud etc. bör göras löpande. En mer djupgående utvärdering av verksamheten bör ske redan under det inledande året för att se hur marknaden fungerar och från olika aktörsperspektiv. En bedömning av den framtida utvecklingen av utbudet av förnybar elenergi bör också göras. Det krävs också att man utvecklar en bra metodik för ändamålet. I detta arbete ingår också att noga följa utvecklingen på den internationella certifikatmarknaden samt att vid behov föreslå ändringar i lagstiftningen. Energimyndigheten uppskattar att 24 personmånader och konsultinsatser på ca 1 milj. kronor erfordras.
Ta emot certifikat, granska deklarationer och begära annullering av certfikat
Dessa moment skall enligt förslaget utföras av Energimyndigheten inom en sexmånadersperiod från 1 mars varje år. I denna uppgift ligger att ingivna certifikat förs in i registret och en granskning av elanvändningen. Denna granskning måste av praktiska skäl genomföras i mindre omfattning. Avgörande för arbetsinsatsen är i vilken utsträckning certifikaten för kvotplikten kan komma att hanteras elektroniskt eller inte. Initialt finns stor risk för att manuella insatser erfordras, särskilt om man inte hinner bygga upp databasregistret i tid före ikraftträdandet av systemet. Redan det första året ska 7 miljoner certifikat hanteras i systemet. De behöver matchas dels mot elanvändningen hos de kvotpliktiga, dels i förhållande till producenterna. Här kan också viss samordning komma att krävas gentemot särskilda skattekontoret i Ludvika och Svenska Kraftnät.
Det är nödvändigt att flera personer deltar i dessa uppgifter. Hanteringen och bearbetning av information för registret bedöms kräva ca 6 personmånader under förutsättning att företagen själva matar in uppgifterna. Det är emellertid inte rimligt att i detalj granska alla deklarationer. Utifrån antagandet att 10 % av deklarationerna granskas mer i detalj, bedöms tidsåtgången bli 12 personmånader. Denna uppskattning baseras på myndighetens arbete med att granska årsredovisningar från nätföretag. I takt med att rutinerna utvecklas kan tidsåtgången minska med hälften, alternativt kan ett större kollektiv granskas. Ev. kan delar av denna granskning läggas ut på konsult eller på revisionsfirma.
Eftersom denna granskning ska ske under en sexmånaders period krävs att 3- 5 personer arbetar på hel- och deltid.
För det fortlöpande arbetet med registret beräknas för de första åren 3 personmånader som efter hand blir lägre. Hur stora resurser som behövs är svårt att avgöra eftersom underlåtenheten är straffbelagd med böter eller fängelse högst ett år, men åtminstone en personmånad bör avsättas.
Fastställa och driva in sanktionsavgifter, lösa in certifikat till golvpris och hantera överklaganden.
Enligt förslaget ska Kraftnät varje kvartal räkna ut det vägda medelvärdet av certfikatpriset. Energimyndigheten förutsätter att en myndighet bemyndigas att fastställa avgiften och att all prisinformation kommer att finnas tillgänglig för uppgiften.
Inledningsvis torde certfikatpriset ligga på en sådan nivå att det blir nödvändigt för vissa producenter att begära inlösen. Innan marknaden har etablerats blir det också troligen nödvändigt att driva in sanktionsavgifter. Utifrån erfarenheter med arbetsinsatserna för att administrera den s.k. 9-öringen, bedömer Energimyndigheten att 8 – 12 personmånader behövs för dessa uppgifter.
Uppgifter som utgår vid införandet av certifikathandelssystemet.
Nuvarande investeringsstöd till biokraftvärme, vind och småskalig vattenkraft upphör 2002. Detsamma gäller den s.k. nioöringen. Dessa uppgifter uppgår till 24 personmånader idag.
Undantagen för vissa producenter att betala nätavgift kommer att falla bort i det nya förslaget. Idag använder Energimyndigheten 1 personmånad för sådana tvister.
Summering
Sammantaget bedömer uppbyggnadsskedet kräva 17 – 22 Milj kronor. Det löpande arbetet kommer inledningsvis att uppgå till ca 10 Milj kronor. Uppgifterna är baserade på att en årsarbetskraft kostar 700 000 kronor, inkluderande kostnader för administrativa funktioner. En årsarbetskraft har beräknas vara 10 personmånader.
Beslut i detta ärende har fattats av generaldirektören Thomas Korsfeldt. Vid den slutliga handläggningen har därutöver deltagit överdirektören Håkan Heden, planeringsdirektören Klas Tennberg, utvecklingsdirektören Lars Tegnér, stabschefen Zofia Lublin, verksjuristen Fredrik Selander, handläggaren Tord Niklasson, experten Thomas Levander den sistnämnde föredragande.
Thomas Korsfeldt
Thomas Levander
Kopia för kännedom Lars Eriksson, SACO Kristina Ferdinandsson, ST
Bilaga 1 Certifikatcykeln och det inledande arbetet
Tidpunkt
Händelse Uppgifter för STEM
Oktober 2001 Betänkande läggs November December Remissvar
Januari 2002 RK arbetar med lågrådsremiss och proposition
Kunskapsuppbyggnad på myndigheten (24 personmånader)
Februari Mars Påbörja arbetet med databassystemet (10 personmånader)Informera om det nya systemet (12 personmånader)
April Maj Juni Riksdagsbeslut om elcertifikatlag Regeringsbeslut om förordning
Påbörja arbetet med föreskrifter (6-12 personmånader)
Juli Augusti Föreskrifter tas av STEM:s styrelse September Påbörja arbetet med godkänna anläggningar och registrera kvotpliktiga (20 personmånader) Oktober November December Alla anläggningar ska vara godkända, de kvotpliktiga registrerade och registret offentliggjort
Offentliggöra ingående aktörer (4-8 personmånader)
Januari 2003 Systemet i drift Löpande arbete registrering och godkännande, underhåll etc. (10 –18 personmånader) Februari Mars April Maj Juni Juli Augusti
September Uppföljning av systemet, utvärdering påbörjas (24 personmånader) Oktober November December
Januari 2004 Lösa in osålda certfikat till golvpris Utbetalning av ersättning efter ansökan (6 personmånader) Februari Mars Deklarationer över elanvändning ges in
Granskning av deklarationer, registrering etc. (21-24 personmånader)
April Certifikat ges in av kvotpliktiga Maj Juni Juli Utvärdering klar Augusti Granskning avslutad Begära annullering av certifikat
Besluta och driva in sanktionsavgift (2-6 personmånader)
September Oktober November December
Bilaga 8
Affärsverket svenska kraftnät
Dnr 799/2001/MA60
Stab 2001-10-04 Björn Forsberg
Elcertifikatutredningen (N 2000:07) 103 33 Stockholm
Förfrågan angående myndigheternas uppgifter i ett system för handel med elcertifikat
Elcertifikatutredningen har begärt att Affärsverket svenska kraftnät (Svenska Kraftnät) på visst sätt närmare beskriver konsekvenserna för verket av de arbetsuppgifter som diskuterades vid sammanträde den 21 september 2001 med utredningen, Statens energimyndighet och Svenska Kraftnät.
Svenska Kraftnät förutsätter att samtliga kostnader för uppgifter av såväl engångskaraktär som löpande uppgifter skall finansieras inom elcertifikatsystemet.
Svenska Kraftnät vill betona att de konsekvenser som beskrivs nedan i hög grad bygger på antaganden om förhållanden som ännu inte klargjorts. Exempelvis bygger uppskattningen av kostnaden för framtagandet av ett datasystem för elcertifikat bl.a. på att ITsäkerheten skall motsvara vad som fastställts i Svenska Kraftnäts IT-säkerhetspolicy och att befintlig struktur för rapportering av timmätvärden kan användas.
Den tid som stått till Svenska Kraftnäts förfogande för att utreda konsekvenserna har varit mycket kort och
konsekvensbeskrivningen bör därför ses som en första grov uppskattning.
Uppgifter av engångskaraktär såsom förberedelser för och etablering av systemet
IT-system Svenska Kraftnäts uppgifter av engångskaraktär rör i huvudsak skapandet av ett datasystem för elcertifikat. Svenska Kraftnät har för avsikt att samverka med Energimyndigheten för att i systemet integrera funktioner som behövs för vissa av Energimyndighetens uppgifter.
Svenska Kraftnät bedömer att 18 månader normalt krävs för att genomföra ett IT-projekt av detta slag. Att ifrågavarande projekt skall genomföras på kortare tid får naturligtvis konsekvenser i kostnadshänseende.
Systemet bedöms kosta mellan 8 till 12 miljoner kronor beroende på hur mycket av befintlig rapporterings- och IT-struktur som kan användas.
Till denna kostnad kommer att cirka 15 personmånader beräknas tas i anspråk hos Svenska Kraftnät.
Föreskrifter och avtal Svenska Kraftnät kommer att behöva utarbeta avtal och föreskrifter om datasystemet för elcertifikat vilka skall översändas till EG-kommissionen. Det kan också förutses att Svenska Kraftnät förutsätts vara delaktig vid framtagandet av annan författningstext rörande elcertifikat.
Sammantaget bedöms cirka 6 personmånader komma att krävas för detta arbete.
Information Den information som Svenska Kraftnät skall lämna till systemanvändare och andra intressenter inför idrifttagandet av systemet bedöms i huvudsak kunna lämnas i anslutning till Svenska Kraftnäts ordinarie informationsinsatser och -kanaler. En användarmanual för systemet tas fram inom IT-projektet. Utöver detta bör dock särskilda insatser göras i samverkan med branschen och Energimyndigheten.
Dessa insatser bedöms ta cirka 2 personmånader i anspråk.
Kompetensuppbyggnad Svenska Kraftnät bedömer att nödvändig kompetens hos affärsverket kommer att byggas upp i samband med genomförandet av arbetsuppgifterna vid etableringen av systemet. Inga särskilda resurser kommer därför att krävas för kompetensuppbyggnad.
Återkommande uppgifter som avser den löpande driften
Svenska Kraftnäts bedömer att de löpande uppgifterna i stort sett kommer att kunna begränsas till drift, övervakning och underhåll av datasystemet tillsammans med information och stöd till systemanvändarna.
Dessa uppgifter uppskattas kräva cirka 24 personmånader per år. Denna bedömning bygger på att idag befintliga system för rapportering av timmätvärden och avräkning används samt att datasystemet för elcertifikat i hög grad kan innehålla automatiska funktioner för prisinformation, utfärdande av certifikat, kundhantering etc.
Uppgifter som utgår vid införandet av certifikathandelssystemet
Inga uppgifter utgår för Svenska Kraftnäts del vid införandet.
Cecilia Hellner
Bilaga 9
Underlag för att belysa nuvarande avgiftsreduktion för småskalig elproduktion enligt 4 kap 10 § ellagen
Bilaga 9 A: Sydkraft - exempel
NÄTINTÄKTER OCH NÄTKOSTNADER FÖR PRODUCENTER > 1500 kW
Prod.nr. Kund
Tariff Antal anl. Ab. effekt Årsenergi Utnyttjn.tid Intäkt Kreditering Kreditering Kreditering Intäkt Kreditering Kreditering Netto
(st) (kW) (MWh) (h)
(kkr) (kkr) effekt energi
effekt energi
(kkr) (kkr) (öre/kWh) (öre/kWh) (öre/kWh) (öre/kWh)
403756 Varberg
IN20L
1 4200 22000 5238 159 718 364 354 0,72 1,65 1,61 -2,54
584141 Klåvben
IN50L
1 2800 11200 4000 164 134
0 134 1,46 0,00 1,20 0,27
769938 Bjällerforsens Kraft IN50L
1 3000 17000 5667 169 169
0 169 0,99 0,00 0,99 0,00
1529293 YS-nät
IN50L
1 10000 22000 2200 330 250
0 250 1,50 0,00 1,14 0,36
1530897 Tacke
IN50L
1 10500 27000 2571 342 307
0 307 1,27 0,00 1,14 0,13
130LF Nissan
IN130L
3 68700 256745 3737 1343 5450 2669 2781 0,52 1,04 1,08 -1,60
50LF Nissan
IN50L
14 110800 429411 3876 3948 10228 5091 5137 0,92 1,19 1,20 -1,46
20SF2 Nissan
IN20S
2 9800 37200 3796 314 1100 487 613 0,84 1,31 1,65 -2,11
20SF3 Nissan
IN20S
6 57300 246100 4295 1724 6717 2709 4008 0,70 1,10 1,63 -2,03
20SF4 Nissan
IN20S
5 13500 63075 4672 478 1494 471 1023 0,76 0,75 1,62 -1,61
20LF2 Nissan
IN20L
4 10900 38000 3486 440 1137 512 625 1,16 1,35 1,64 -1,83
20LF3 Nissan
IN20L
1 1700 8100 4765 76 216 86 130 0,94 1,06 1,60 -1,73
20LF4 Nissan
IN20L
1 1800 11925 6625 79 271 79 192 0,66 0,66 1,61 -1,61
Medel
0,96 0,78 1,39 -1,21
Bilaga 9 B: Birka Energi - exempel
NÄTINTÄKTER OCH NÄTKOSTNADER FÖR PRODUCENTER > 1500 kW
Anläggning Tariff Effekt Spänning Utnyttjn.tid Årsenergi Intäkt Kreditering Kreditering Intäkt Kreditering Kreditering Netto
effekt energi
effekt energi
kW kV tim
MWh kkr kkr
kkr
öre/kWh öre/kWh öre/kWh öre/kWh
Kroppstafors NL10 3200 12,0 1943 6217 419,8 147,2 97,02 6,75
2,37
1,56 2,82
Tystupet NL10 2400 24,0 3084 7402 317,4 110,4 130,73 4,29
1,49
1,77 1,03
Noreborg NL10 3000 24,0 3755 11264 394,2 138,0 185,82 3,50
1,23
1,65 0,62
Hällefors NL10 2100 12,0 3826 8034 279,0
96,6 136,59 3,47
1,20
1,70 0,57
Sundhagsfors NL10 5000 24,0 3918 19592 650,2 230,0 319,28 3,32
1,17
1,63 0,52
Lennartsfors NL10 3350 24,0 4207 14094 439,0 154,1 235,34 3,11
1,09
1,67 0,35
Fensbol NL10 3200 24,0 4551 14564 419,8 147,2 236,48 2,88
1,01
1,62 0,25
Röbjörke NL10 3400 24,0 4604 15653 445,4 156,4 252,64 2,85
1,00
1,61 0,23
Nykroppa NL10 3000 12,0 5035 15105 394,2 138,0 273,47 2,61
0,91
1,81 -0,11
Råda
NL10 2000 12,0 5300 10599 266,2
92,0 185,70 2,51
0,87
1,75 -0,11
Stjern
NL10 2000 12,0 5566 11131 266,2
92,0 196,00 2,39
0,83
1,76 -0,20
Torsby NL10 2600 12,0 6684 17379 343,0 119,6 296,41 1,97
0,69
1,71 -0,42
Mölnbacka NT10 1700 12,0 2497 4245 228,0
78,2 66,54 5,37
1,84
1,57 1,96
Sävenfors NT10 1600 12,0 2846 4554 219,0
73,6 74,28 4,81
1,62
1,63 1,56
Forshaga NT10 8000 12,0 5108 40862 795,0 368,0 570,44 1,95
0,90
1,40 -0,35
Hagfors NT10 5600 12,0 5486 30724 579,0 257,6 473,59 1,88
0,84
1,54 -0,50
Blankafors NT10 1700 12,0 5849 9944 228,0
78,2 147,05 2,29
0,79
1,48 0,03
Degerfors NT10 6400 12,0 5986 38310 651,0 294,4 553,41 1,70
0,77
1,44 -0,51
Borgvik NT10 1800 12,0 6179 11123 237,0
82,8 163,52 2,13
0,74
1,47 -0,08
Edsvalla NT10 5000 12,0 6611 33057 525,0 230,0 480,75 1,59
0,70
1,45 -0,56
3,07 1,10 1,61 0,36