SOU 2008:13
Bättre kontakt via nätet - om anslutning av förnybar elproduktion
Bättre kontakt via nätet
– om anslutning av förnybar elproduktion
Betänkande av Nätanslutningsutredningen
Stockholm 2008
SOU och Ds kan köpas från Fritzes kundtjänst. För remissutsändningar av SOU och Ds svarar Fritzes Offentliga Publikationer på uppdrag av Regeringskansliets förvaltningsavdelning.
Beställningsadress: Fritzes kundtjänst 106 47 Stockholm Orderfax: 08-690 91 91 Ordertel: 08-690 91 90 E-post: order.fritzes@nj.se Internet: www.fritzes.se
Svara på remiss. Hur och varför. Statsrådsberedningen, 2003.
– En liten broschyr som underlättar arbetet för den som skall svara på remiss. Broschyren är gratis och kan laddas ner eller beställas på http://www.regeringen.se/remiss
Textbearbetning och layout har utförts av Regeringskansliet, FA/kommittéservice
Tryckt av Edita Sverige AB
Stockholm 2008
ISBN 978-91-38-22914-9 ISSN 0375-250X
Till Statsrådet och chefen för Näringsdepartementet
Regeringen beslutade den 1 februari 2007 att tillkalla en särskild utredare med uppgift att utvärdera om det nuvarande regelverket för förnybar elproduktion skapar hinder för en storskalig utveckling och utbyggnad av den förnybara elproduktionen (dir. 2007:10). Vidare ska förslag till hur nuvarande reducerade nätavgift för mindre produktionsanläggningar kan ersättas av enhetliga principer för bestämmande av nätavgifter för produktionsanläggningar lämnas. Förekomsten av små produktionsanläggningar ska kartläggas och en bedömning av sådana anläggningars framtida utveckling ska göras. Utredaren ska även lämna förslag till den lagstiftning som krävs för att ett undantag från nuvarande krav på timvis mätning, beräkning och rapportering av el från små anläggningar för förnybar elproduktion ska kunna införas. Slutligen ska förslag till generella, icke diskriminerande riktlinjer enligt vilka ersättning kan bestämmas vid inmatning av el från mindre produktionsanläggningar, lämnas.
Den 20 februari 2007 förordnades Lennart Söder att vara särskild utredare. Som experter har fr.o.m. den 16 april 2007 medverkat teknologie doktorn Monika Adsten, departementssekreteraren Lars Andersson, avdelningsrådet Stig-Arne Ankner, teknologie licentiaten Leif Boström, energikoordinatorn Anders Heldemar, enhetschefen Roger Husblad, verkställande direktören Jan-Åke Jacobsson, teknologie doktorn Åke Larsson, enhetschefen Maria Malmkvist, enhetschefen Staffan Niklasson, civilingenjören Elisabet Norgren, enhetschefen Anders Richert, rättssakkunniga Ylva Svensson och civilingenjören Christer Söderberg. Som expert har fr.o.m. den 20 juni 2007 även medverkat näringspolitiske handläggaren Björn Galant.
Till sekreterare i utredningen förordnades den 22 februari 2007 agronomen Annika Atterwall och civilingenjören Susann Persson samt under perioden den 1 maj till den 31 juli 2007 civilingenjören Eva Centeno López.
Regeringen beslutade den 10 januari 2008 att förlänga tiden för redovisningen av utredningens betänkande till den 29 februari 2008.
Utredningen har antagit namnet Nätanslutningsutredningen. Särskilda yttranden har avgivits av experterna Leif Boström, Roger Husblad, Jan-Åke Jacobsson, Åke Larsson, Maria Malmkvist, Staffan Niklasson, Elisabet Norgren, Anders Richert och Christer Söderberg.
Utredningen överlämnar härmed sitt betänkande (SOU 2008:13). Utredningsuppdraget är härmed avslutat.
Stockholm i februari 2008
Lennart Söder
/Annika Atterwall
Susann Persson
Innehåll
Förkortningar och fackordlista ............................................... 9
Sammanfattning ................................................................ 13
Summary .......................................................................... 23
Författningsförslag ............................................................. 35
1 Förslag till lag om ändring i ellag (1997:857)......................... 35
2 Förslag till lag om ändring i lag (2003:113) om elcertifikat................................................................................. 43
3 Förslag till lag om elnätsinvesteringsfond.............................. 45
4 Förslag till förordning om ändring i elförordning (1994:1250)............................................................................... 48
5 Förslag till förordning om ändring i förordning (2007:215) om undantag från kravet på nätkoncession enligt ellagen (1997:857) ......................................................... 50
1 Uppdraget och dess genomförande .............................. 51
1.1 Bakgrund .................................................................................. 51
1.2 Uppdraget................................................................................. 58
1.3 Utredningens bedrivande ........................................................ 60
2 Förnybar elproduktion i Sverige.................................... 61
2.1 Direktiv Dir 2007:10................................................................ 61
5
Innehåll SOU 2008:13
2.2 Sammanfattning........................................................................61
2.3 Inledning ...................................................................................63
2.4 Kartläggning av produktionsanläggningar för förnybar el ......63
2.5 Ekonomiska förutsättningar för ny elproduktion..................67 2.5.1 Elpris ..............................................................................69 2.5.2 Elcertifikat .....................................................................70 2.5.3 Stödsystem ....................................................................73
2.6 Bedömning av den framtida utvecklingen ..............................73
2.7 Biobränslebaserad elproduktion i fjärrvärmesystem ..............74 2.7.1 Utredningens sammanfattande kommentarer ............76
2.8 Solel ...........................................................................................76
2.9 Vågkraft ....................................................................................77
2.10 Geotermi ...................................................................................77
2.11 Vattenkraft................................................................................77
2.12 Vindkraft...................................................................................78
3 Internationell jämförelse.............................................. 83
3.1 Generella system för främjande av förnybar energi ...............83
3.2 Nätanslutningsprocessen .........................................................87
3.3 Kostnader för nätinvesteringar................................................89
3.4 Effektbegränsningar inom regelverket för förnybar energi.........................................................................................93
3.5 Nätkoncession..........................................................................95
3.6 Mätning och rapportering........................................................97
3.7 Nättariffstruktur ......................................................................98
3.8 Prioritering och begränsning av elproduktion .....................101
3.9 Aktuella policyutmaningar avseende elnätet ........................102
6
Innehåll
4 Överväganden och förslag.......................................... 105
4.1 Elnätsinvesteringsfond .......................................................... 105 4.1.1 Gällande rätt................................................................ 106 4.1.2 Utredningens förslag.................................................. 107 4.1.3 Utredningens överväganden ...................................... 112
4.2 Förändringar avseende nätkoncession.................................. 128 4.2.1 Utredningens överväganden ...................................... 129
4.3 Administrativa riktlinjer vid nätanslutning .......................... 143 4.3.1 Utredningens överväganden ...................................... 143
4.4 Förslag om ändring av undantag för små elproducenter, den s.k. 1 500 kW-gränsen..................................................... 145 4.4.1 Utredningens överväganden ...................................... 146 4.4.2 Bakgrund ..................................................................... 147 4.4.3 Konsekvenser av ett borttagande av 1 500 kWgränsen......................................................................... 152
4.5 Förslag avseende nättariffer .................................................. 156 4.5.1 Utredningens överväganden ...................................... 157
4.6 Timvis mätning, beräkning och rapportering – förslag om undantag för små elproducenter..................................... 171 4.6.1 Bakgrund ..................................................................... 172 4.6.2 Utredningens förslag.................................................. 175 4.6.3 Utredningens överväganden ...................................... 176
4.7 Förslag om beaktande av nätförluster på regionnät vid tariffsättning........................................................................... 185 4.7.1 Utredningens överväganden ...................................... 185 4.7.2 Utredningens förslag.................................................. 185 4.7.3 Dagens regelverk och praxis ...................................... 186
4.8 Avbrottsersättning till elproducenter................................... 189 4.8.1 Utredningens överväganden ...................................... 189
4.9 Effektbegränsning.................................................................. 191 4.9.1 Utredningens överväganden ...................................... 191
5 Ekonomiska och andra konsekvenser av förslagen ........ 193
5.1 Förutsättningar för konsekvensbeskrivningen .................... 193
7
Innehåll SOU 2008:13
5.2 Ekonomiska konsekvenser ....................................................193 5.2.1 Konsekvenser för värdmyndigheten för elnätsinvesteringsfonden ............................................193 5.2.2 Konsekvenser för Energimarknadsinspektionen ......194 5.2.3 Konsekvenser för nätföretagen ..................................194 5.2.4 Konsekvenser för små företag....................................196 5.2.5 Konsekvenser för elanvändare....................................198 5.2.6 Konsekvenser för statens budget ...............................201 5.2.7 Samhällsekonomiska konsekvenser ...........................201
5.3 Övriga konsekvenser..............................................................202
6 Författningskommentarer........................................... 203
6.1 Förslag till lag om ändring i ellagen (1997:857) ...................203
6.2 Förslag till lag om ändring i lag (2003:113) om elcertifikat ...............................................................................209
6.3 Förslag till lag om elnätsinvesteringsfond ............................209
6.4 Förslag till förordning om ändring i elförordning (1994:1250).............................................................................213
6.5 Förslag till förordning om ändring i förordning (2007:215) om undantag från kravet på nätkoncession enligt ellagen (1997:857)........................................................213
Särskilda yttranden .......................................................... 215
Bilagor
1 Kommittédirektiv Dir. 2007:10.............................................237
2 Sammanställning av bedömda ordinarie tariffer och differens jämfört med tariffnivåerna enligt dagens regelverk för småskalig elproduktion....................................249
3 Administrativa riktlinjer för elnätsanslutning av förnyelsebara elproduktionskällor ........................................251
8
Innehåll
9
Förkortningar och fackordlista
A ampere. Strömstyrkan uttrycks i ampere och är ett mått på hur mycket el som strömmar genom ledningen
anslutningsledning definieras i den här utredningen som det elnät som går från en elproduktionsanläggning och ansluter mot befintligt koncessionerat elnät distributionsnät elnät på lokal- och regionnätsnivå, dvs. nät som inte är transmissionsnät effekt uttryck för möjlig energiomvandling per tidsenhet, till exempel effekten som behövs för att en spisplatta ska hålla en viss temperatur. Effekten uttrycks oftast i watt, W. Ju högre wattal desto fortare går det att exempelvis koka vatten
elanläggning enligt ellagens definition på elektrisk anläggning, anläggning med däri ingående särskilda föremål för produktion, överföring eller användning av el
elcertifikat producenten av förnybar el får ett certifikat av staten för varje MWh producerad el. Kan säljas för extra intäkt elcertifikatskvot elleverantörer samt vissa elanvändare är skyldiga att köpa elcertifikat motsvarande en viss andel (kvot) av sin elförsäljning eller elanvändning
EMI Energimarknadsinspektionen (förkortas
fr.o.m. 2008 EI)
9
Förkortningar och fackordlista SOU 2008:13
energi tillståndsstorhet som anger avvikelse från ett referenstillstånd. Om något ändrar sig från ett tillstånd till ett annat, sägs det ha upptagit eller avgivit energi
feed-in tariff garanterat elpris förnybar elproduktion
produktionen av elektricitet med användande av förnybara energikällor och torv
förnybar energi vindkraft, solenergi, vågenergi, geotermisk energi, biobränslen och vattenkraft GWh gigawattimme = 1 000 000 kWh
h timme kanaltariff kanaltariff innebär att det beräknas en kanal från anslutningspunkten upp till en punkt i elnätet kallad balanspunkt. Bortom balanspunkten sker det aldrig någon överföring av inmatad el
koncession offentlig myndighets medgivande, i detta fall koncession att bedriva nätverksamhet
koncessionsfri befrielse från kravet att inneha koncession för att bedriva nätverksamhet
kV kilovolt = 1 000 V. Ett mått på spänning kW kilowatt = 1 000 W. Ett mått på effekt
kWh kilowattimme. Ett mått på energianvändning kWDC resp. kWAC kilowatt likström resp. växelström
lokalnät elnät som omfattas av koncession för område LRF Lantbrukarnas Riksförbund
lågspänning/högspänning
elektrisk spänning om högst resp. minst 1 000 volt
maskat nät ledningar som är ihopkopplade på flera ställen så att elen har alternativa vägar att gå
medelvärdesbildad punkttariff
tariff som oavsett geografiskt läge är lika för alla inom en kundkategori
10
SOU 2008:13 Förkortningar och fackordlista
mothandel marknadsbaserad metod för att hantera flaskhalsproblematik på stamnätet. Den systemansvarige betalar eller får betalt av producenter eller stora förbrukare för att ändra sin planerade produktion eller förbrukning för att elhandeln inte ska innebära att överföringskapaciteten överskrids MW megawatt = 1 000 000 W = 1 000 kW
MWh megawattimme = 1 000 kWh nätavgift avgift för överföring av el
nätföretag företag som bedriver nätverksamhet, koncessionshavare
nätnytta, nätnyttoersättning
ersättning till ägaren av en produktionsanläggning för värdet av minskade energiförluster och avgifter mot överliggande nät p.g.a. dennes inmatning av el
nättariff avgifter och övriga villkor för överföring av el och för anslutning till en ledning eller ett ledningsnät. I denna utredning avses främst avgift för överföring av el
produktionsstart används i denna utredning för tidpunkten då en elproduktionsanläggning börjar mata in el på nätet punkttariff används av Svenska Kraftnät, vilket innebär olika nättariff i olika punkter på elnät med samma spänningsnivå
radialledning, radiell ledning
ledning som till skillnad från ett maskat nät inte är ihopkopplat och där elen inte har alternativa vägar att gå
redundans reservkapacitet, vid t.ex. ett kabelavbrott kan elen kopplas om och gå en annan väg utan att elkunderna blir drabbade
regionnät ledningar som omfattas av nätkoncession för linje och där spänningen understiger 220 kV
SERO Sveriges Energiföreningars Riksorganisation
11
Förkortningar och fackordlista SOU 2008:13
SOU statens offentliga utredningar stamnät ledningar som omfattas av nätkoncession för linje och där spänningen är 220 kV eller högre SvK Svenska Kraftnät, Affärsverket svenska kraftnät
tariff se nättariff transmission överföring av el på transmissionsnät
transmissionsnät ledningar som omfattas av nätkoncession för linje och där spänningen är 220 kV eller högre, dvs. stamnätet trefas elöverföring, elproduktion eller elkonsumtion med tre strömförande ledare där strömmens kurvform är tidsförskjuten i de tre ledarna. Används vid i stort sett all elöverföring och vid elproduktion och elkonsumtion över ett par kW TW terawatt= 1 000 000 MW = 1 000 000 000 kW
TWh terawattimme W Watt. Mått på effekt
överliggande nät stamnätet är överliggande nät för regionnätet som i sin tur är överliggande nät för lokalnätet
12
Sammanfattning
Nätanslutningsutredningen har enligt direktiven som övergripande målsättning att främja utvecklingen av produktion av förnybar el. Elcertifikatssystemet är helt avgörande för mängden tillkommande förnybar el i Sverige. Det ligger inte inom denna utrednings uppdrag att utvärdera elcertifikatssystemet. Däremot bedöms de förslag som utredningen lägger leda till gynnsammare förutsättningar för den förnybara elproduktionen. Indirekt kan detta leda till en ökad produktion eftersom introduktionen av förnybar el kan ske till en lägre samhällsekonomisk kostnad vilket kan öka acceptansen för att utöka elcertifikatssystemet.
Utredningens förslag kan förväntas leda till:
• Mer egenproducerad elektricitet: Utredningen föreslår att små kraftverk, mindre än 63 ampere (vilket motsvarar en effekt av cirka 44 kW), kan anslutas utan krav på timmätning vilket leder till signifikant lägre kostnader.
• Förenklad och snabbare nätanslutning av anläggningar för produktion av förnybar el: Utredningen föreslår lättnader vad gäller koncessionshanteringen för elnät och administrativa riktlinjer för hur producenter av förnybar el ska komma överens med nätföretagen vid anslutning.
• Mer samhällsekonomisk utbyggnad av produktionen av förnybar el: Utredningen föreslår att dagens 1 500 kW-gräns för nedsatt nätavgift ersätts med en begränsning av nätavgiften till 3 öre per kWh. Motivet är att öka incitamenten till att välja det mest kostnadseffektiva kraftverket i stället för att optimera efter effektstorlek för att minimera nätavgiften. Förslaget om att i stället för 1 500 kW-gränsen införa en begränsning i nättariffen förväntas leda till att intresset för att bygga ut förnybar energi inte minskar drastiskt i glesbygd, utan kan fortsätta öka. Obligatoriska kanaltariffer och en definierad metod för beräkning av produktionsanläggningars påverkan på nätförluster ger incitament
13
Sammanfattning SOU 2008:13
till att ansluta kraftverken i den samhällsekonomiskt rätta punkten i elnätet.
• Mer samhällsekonomisk utbyggnad av elnäten: Utredningen föreslår inrättandet av en elnätsinvesteringsfond. Denna leder till att nödvändiga nätinvesteringar för anslutning av förnybar el kan erhålla finansiering under förutsättning att de är samhällsekonomiska, dvs. lägsta kostnad per producerad kWh förnybar el. Detta bedöms leda till lägre kostnader för elkunderna.
Uppdraget (se kap.1)
Energianvändningen i världen består huvudsakligen av fossila bränslen. Historiskt sett har användningen aldrig tidigare ökat så snabbt som under de tre senaste åren. För att få en långsiktigt hållbar energiförsörjning är den utmaning som därmed ligger framför oss huvudsakligen att kombinera en radikalt mer effektiv energianvändning med en mycket stark ökning av användandet av förnybara energislag.
Sveriges elförsörjning bygger idag på två starka ben, vattenkraften och kärnkraften. Sverige har mycket goda förutsättningar att i framtiden även kunna förlita sig på ett tredje starkt ben bestående av i huvudsak biobränslen och vindkraft. Denna utredning berör hur anslutningsreglerna för kraftverken i detta tredje ben ska kunna förbättras för att uppnå en rationell elförsörjning.
För att öka mängden förnybar elproduktion i den svenska energimixen har ett elcertifikatssystem införts. Det mesta talar idag för att detta system leder till att det investeras i ungefär så mycket ny förnybar produktion som det är designat för, dvs. i dagsläget 17 TWh till år 2016 jämfört med när systemet introducerades.
I denna utrednings direktiv är den första punkten att ”Utvärdera om det nuvarande regelverket för förnybar elproduktion skapar hinder för en storskalig utveckling och utbyggnad av den förnybara elproduktionen. Bedöms förändringar av regelverket krävas skall utredaren lämna sådana förslag”. Det absolut mest centrala regelverket för ”storskalig utveckling och utbyggnad av den förnybara elproduktionen” är därmed elcertifikatssystemets kvoter och övriga regler. Utredningen har dock tolkat direktiven som att nivån på mängden certifikatsberättigad produktion, vilken bestäms av certifikatssystemets detaljregler, är en politisk fråga vilken ligger utanför denna utrednings uppdrag. Om man med ”en storskalig utveckling och ut-
14
SOU 2008:13 Sammanfattning
byggnad av den förnybara elproduktionen” menar mer än 17 TWh år 2016 så är det dock elcertifikatssystemets kvoter samt övriga regler som ska ändras.
Med hänvisning till den första punkten i utredningens direktiv är syftet med denna utredning inte att beakta mängden elproduktion kopplad till en ”storskalig utveckling och utbyggnad av den förnybara elproduktionen” utan snarare konkurrensen mellan olika installationer (vid en given total mängd) så att man får till en så rationell utbyggnad som möjligt. Utredningens syfte är därmed att få till en så samhällsekonomisk utbyggnad av den förnybara elproduktionen som möjligt. En möjlig konsekvens, som är osäker och kräver politiska beslut, är att en mer samhällsekonomisk utbyggnad kan leda till att det politiska intresset ökar för att tillåta ökade elcertifikatskvoter.
Förnybar elproduktion i Sverige (se kapitel 2)
År 2006 fanns det 1 916 anläggningar som erhöll elcertifikat, dvs. anläggningar för produktion av vindkraft, solel, småskalig vattenkraft och biobränslebaserad kraftvärme. Det totala antalet enheter var 2 288. Av anläggningarna var 1 847 mindre eller lika med 1,5 MW och av dessa var 229 mindre än eller lika med 50 kW.
För att aktörerna på marknaden ska investera i nya elproduktionsanläggningar krävs långsiktiga och stabila ekonomiska förutsättningar. Intäktssidan består av elpris och elcertifikatspris. Elpriset bedöms inte komma att sjunka. Däremot kommer elcertifikatspriset, med ett oförändrat elcertifikatssystem, att bli mycket lågt när utbyggnaden av ny certifikatberättigad elproduktion passerar 17 TWh. Detta motsvarar dagens kvotnivå. Med ett mycket lågt certifikatspris kommer ingen elproduktion att byggas ut när 17 TWh har uppnåtts, förutsatt att inte elpriset ökar avsevärt. Om samhället eftersträvar en produktion av förnybar el som är större än 17 TWh är det därför viktigt att riksdagen i ett tidigt skede beslutar om ett nytt mål inom elcertifikatssystemet. Detta gäller för den betydande andel produktion av förnybar el där elpriset inte räcker som finansiering.
Utredningen har studerat gjorda potentialbedömningar och prognoser för hur stor utbyggnaden av ny produktion av förnybar el kan bli. Vad som i slutänden realiseras beror på de ekonomiska förutsättningarna. Elforsk bedömer att omkring 60 procent av bränslet för kraftvärmeproduktion i fjärrvärmesystem kommer att bestå av
15
Sammanfattning SOU 2008:13
biobränslen år 2015, motsvarande en total produktion av 9 TWh el. På lång sikt visar prognoser och potentialbedömningar att kraftvärmen, baserad på såväl biobränslen som naturgas, kommer att kunna stå för mellan 18 och 20 TWh el per år. Varken solceller, vågkraft eller geotermi bedöms komma in i det svenska kraftsystemet i någon större omfattning till år 2025. Energimyndigheten bedömer att vattenkraften totalt kan öka med 0,75 TWh till år 2015 och enligt deras prognoser kommer vindkraften att producera cirka 8,6 TWh år 2025. Det finns emellertid betydligt större potential att bygga ut vindkraften. Om alla planerade anläggningar över 25 MW realiserades så skulle den beräknade vindelproduktionen, bara från dessa anläggningar bli mellan 17 och 23 TWh.
Internationell jämförelse (se kap.3)
För att hämta inspiration har utredningen studerat hur de frågor som utredningen har att behandla hanteras i Spanien, Portugal, Tyskland och Storbritannien. Dessa länder uppvisar en stark utveckling vad gäller produktion av förnybar el. Jämförelsen i denna utredning har främst inriktats på vindkraft, då elnätsfrågor har speciell relevans just för denna teknik.
De studerade områdena där skillnaden mellan rådande svensk lagstiftning och den aktuella situationen i de fyra studerade länderna har varit mest framträdande är:
• Ersättningsnivån: Samtliga fyra studerade länder har högre ersättning för el producerad i vindkraftverk.
• Nättariffer: I de studerade länderna tillämpas inga nättariffer för produktion av förnybar el i vare sig Spanien, Portugal eller Tyskland. Detta är viktigt att notera när ersättningsnivåer i olika länder jämförs.
• Ledningskoncessioner: I alla de fyra analyserade länderna får vindkraftsproducenter själva bygga elledningarna inom vindparken samt mellan vindparken och transmissions-/distributionsnätet, dvs. det är inte nödvändigt att gå via ett nätföretag.
• Övriga nätinvesteringar: I de olika länderna råder skiftande detaljreglering för vilka förstärkningsåtgärder i elnäten som ska finansieras av elproducenter respektive nätföretag.
• Krav på mätning för små anläggningar: I Tyskland, Spanien och Portugal finns inga krav på att mindre anläggningar ska mäta
16
SOU 2008:13 Sammanfattning
och rapportera en gång i timmen. Ersättning för el producerad inom fastigheten är dock ofta så hög att det lönar sig att sälja denna el i stället för att använda den till att minska sin egen konsumtion.
Alla de fyra analyserade länderna har visat flexibilitet när det har gällt att kontinuerligt anpassa energipolicy, regler samt bestämmelser beroende på den tekniska och ekonomiska utvecklingen. Detta gäller dock även Sverige, vilket denna utredning är ett exempel på.
Elnätsinvesteringsfond (se kap. 4.1)
Det befintliga elnätet har kapacitet för att ta emot en betydande ökning av elproduktionen. Utredningen har emellertid funnit att det finns behov av att lösa vissa flaskhalsar i elnätet för att underlätta en samhällsekonomisk utbyggnad av elnäten. Detta berör främst områden med goda förutsättningar för förnybar elproduktion där den initiala kostnaden för nätförstärkning överstiger vad en enskild producent kan bära.
Utredningen föreslår därför att en elnätsinvesteringsfond skapas för att finansiera investeringar i elnätet för tillkommande förnybar elproduktion. Denna fond är tänkt att delfinansiera nätavgiften för anslutning av sådana anläggningar som uppfyller förutsättningarna för att tilldelas elcertifikat. Elproducenten ska själv stå för en del av nätavgiften för anslutning, utredningens förslag är att egenfinansieringen som utgångsläge ska vara 1,3 miljoner kronor per installerad megawatt.
Fonden finansieras via nätföretagen och fördelas efter deras respektive underliggande elkonsumtion hos slutkund. Fonden placeras som ett särskilt beslutsorgan hos en värdmyndighet. Utredningen ser Energimyndigheten och Energimarknadsinspektionen som tänkbara värdmyndigheter.
Förändringar avseende nätkoncession (se kap. 4.2)
Det finns olika omständigheter kring nätkoncessioner som försvårar introduktionen av förnybara energikällor. Det är t.ex. svårt att konkurrensutsätta utbyggnaden av nödvändig ledningskapacitet. Ibland leder en planerad utbyggnad till svårigheter för produktions- och
17
Sammanfattning SOU 2008:13
nätföretag att komma överens om det tekniska utförandet av elnätsanslutningen för en elproduktionsanläggning. Om en elproducent själv vill bygga elnätet är det nödvändigt att bilda ett nätbolag och söka koncession. Detta för med sig rapporteringskrav och andra krav som bedöms leda till onödig administration i många fall. Tillståndsprocesserna för produktionsanläggningen och elnätet är inte samordnade, vilket leder till såväl ökade kostnader som att tiden från ansökan till idrifttagande blir onödigt lång. Utredningens målsättning med föreliggande förslag är att underlätta tillståndsprocessen och därmed sänka kostnaderna samt snabba upp hanteringen.
Med anledning av ovanstående föreslår utredningen att ett undantag från kravet på nätkoncession enligt ellagen införs för interna nät inom anläggningar för elproduktion. Det bör även införas en möjlighet för Energimarknadsinspektionen att godkänna vissa lättnader avseende krav på en koncessionshavare. Detta är ett första steg för att underlätta och öka förutsägbarheten för nya elproducenter, något som har framhållits som en av de viktigaste aspekterna för att åstadkomma en utbyggnad av produktionen av förnybar el. Som ett andra steg föreslår utredningen dessutom att Energinätsutredningen, som enligt utredningsdirektivet ska göra en översyn avseende koncessioner, analyserar lämpligheten i att genomföra en förändring i ellagen som ger möjlighet att bevilja nätkoncession för enskild linje.
För att underlätta tillståndsprocessen för nya ledningar till förnybar elproduktion föreslår utredningen att en bestämmelse införs i ellagen som innebär att Energimarknadsinspektionen endast prövar anläggningens och nätföretagets lämplighet förutsatt att en annan instans har prövat och godkänt lämpligheten ur de övriga aspekter som ska prövas enligt ellagen. Utredningen föreslår även att Miljöprocessutredningen M2007:04, ges i uppdrag att ytterligare se över möjligheterna att samordna miljöprövning och lokaliseringsfrågan för elledning och elproduktionsanläggning i syfte att förenkla tillståndsprocessen för nya elproduktionsanläggningar.
Administrativa riktlinjer vid nätanslutning (se kap.4.3)
Svensk Energi och Svensk Vindkraft har efter uppdrag från utredningen tagit fram branschgemensamma rekommendationer för att underlätta kontakten mellan nätföretag och elproducenter i processen med att ansluta en ny elproduktionsanläggning till nätet. Frågeställningarna är gemensamma oavsett vilken typ av elproduktion som
18
SOU 2008:13 Sammanfattning
kommer i fråga, därför har även SERO och LRF ställt sig bakom riktlinjerna. Resultatet, dokumentet ”Administrativa riktlinjer för nätanslutning” (bilaga 3), ska ha en status som branschrekommendation. Utredningen uppmanar parterna att efter viss tid följa upp hur dokumentet fungerar samt hur det efterlevs och revidera det vid behov.
Förslag om nättariffer och ändring av undantag för små elproducenter, den s.k. 1,5 MW-gränsen (se kap. 4.4 och 4.5)
Utredningen föreslår att den nuvarande reducerade nätavgiften för mindre elproduktionsanläggningar enligt ellagen 4 kap 10 § tas bort och ersätts med en begränsad avgift för överföring av el för all ny elproduktion som uppfyller förutsättningarna för att tilldelas elcertifikat. Avgiften för överföring av el för dessa begränsas till maximalt 3 öre per kWh plus fast kostnad för den årliga kostnaden för mätning, beräkning och rapportering på koncessionshavarens nät, under 10 år. I de fall ordinarie tariff överskrider 3 öre per kWh återgår tariffen till ordinarie nivå efter 10 år från idrifttagande. Nättariffen fastställs av nätföretaget. Den ska enligt lagen vara skälig och det är Energimarknadsinspektionens uppgift att övervaka att den är det. Begränsningen avser avgiften för överföring av el exklusive nätnyttoersättning.
Under en tidsperiod föreslår utredningen att övergångsbestämmelser införs för att inte avsevärt försämra för befintliga elproduktionsanläggningar. Övergångsbestämmelserna är utformade så att befintliga anläggningar färdigställda före den 1 januari 2007 behåller nuvarande reducerade nätavgift fram till den 1 januari 2015. Fram till den tidpunkten ska innehavare av elproduktionsanläggningar som kan leverera en effekt om högst 1 500 kW för överföring av el endast betala den del av avgiften enligt nättariffen som motsvarar den årliga kostnaden för mätning, beräkning och rapportering på nätkoncessionshavarens nät. Från den 1 januari 2015 betalar elproducenten enligt förslaget full årlig nätavgift.
Med detta förslag får nätföretagen in betydligt större intäkter från den småskaliga elproduktionen än idag. En konsekvens blir att även vissa nya storskaliga elproduktionsanläggningar kommer att betala en lägre avgift för överföring av el än med dagens förutsättningar men man måste då beakta att många ändå kommer att komma
19
Sammanfattning SOU 2008:13
ner under 3-öresnivån även utan begränsning. Utan förslaget att ta bort undantaget för småskalig elproduktion skulle dock många nya anläggningar byggas med en effekt om högst 1 500 kW för att slippa avgiften. Utredningens förslag om att ersätta undantaget för småskalig elproduktion med en tariffbegränsning bedöms resultera i att utbyggnaden av elsystemet blir mer rationell. Begränsningen 10 år är en viktig signal till att nya elproducenter senare kommer att betala full tariff, vilket ger incitament att ansluta elproduktionsanläggningen på ett så kostnadseffektivt sätt som möjligt. I det svenska elnätet, med stor skillnad mellan produktion och konsumtion i olika regioner, är det viktigt att den ekonomiska styrningen till var ny elproduktion ska placeras finns kvar i tariffen.
Om riksdagen skulle fatta beslut om en förändring av elcertifikatssystemet och detta skulle leda till prisökningar på certifikaten så kompenseras elproducenterna för den tariffökning som avskaffandet av 1,5 MW-gränsen medför. Om prisökningen på elcertifikaten blir lika stor som kostnadsökningen för nättariffen så behövs ingen ytterligare kompensation i form av det förslag som utredningen lagt om ett tak på 3 öre. Detta eftersom även nya elproduktionsanläggningar som erhåller elcertifikat kommer att få del i höjningen av certifikatspriset.
Idag har regionnätsföretagen möjlighet att välja mellan att ta ut kanaltariff eller medelvärdesbildad punkttariff av elproducenterna. För att ge incitament till att nyttja näten rationellt föreslår utredningen att kanaltariffer ska vara obligatoriska på regionnät.
Timvis mätning, beräkning och rapportering – förslag om undantag för små elproducenter (se avsnitt 4.6)
Huvudskälet till att införa ett undantag från timvis mätning för små produktionsanläggningar är, enligt utredningen, den höga kostnad som hanteringen medför samtidigt som den inte står i proportion till den ringa mängd el som produceras i anläggningar av denna storlek. Kostnaden för hanteringen av timvärden utgör ett avgörande hinder för att investeringar i små anläggningar ska bli av och utan timvis mätning kan anläggningarna med dagens lagstiftning inte heller bli berättigade till elcertifikat. SERO uppskattar att det år 2006 fanns 400
TPF
1
FPT
småskaliga produktionsanläggningar som inte var anslutna till
TP
1
PT
Elforsk rapport 06:48 Villkor för försäljning av el från nätanslutna solcellsanläggningar –
nuläge och förbättringförslag.
20
SOU 2008:13 Sammanfattning
elcertifikatssystemet på grund av för höga mätnings- och rapporteringskostnader. Med utredningens förslag förtydligas också rättigheten för producenter att själva stå för mätning av rapportering till elcertifikatssystemet vilket innebär att denna tjänst utsätts för konkurrens.
Utredningen föreslår således att det i ellagen (1997:857) införs ett undantag så att produktionsanläggningar som är anslutna till lågspänning med en säkringsnivå om högst 63 ampere inte behöver mätas och rapporteras över tiden. För dessa anläggningar ska schablonmetod tillämpas vid mätning och rapportering. Elproducenten har dock rätt att kräva timvis mätning och rapportering men då har nätägaren rätt att ta betalt för detta. För den som är elanvändare på årsbasis, men samtidig elproducent ska endast en abonnemangsavgift debiteras. Den av nettokonsumtionen respektive nettoproduktionen som uppnår högst effekt på årsbasis bestämmer vilken abonnemangsnivå som ska gälla.
Utredningen föreslår att det i lag (2003:113) om elcertifikat införs ett undantag så att produktionens fördelning över tiden inte behöver anges för produktionsanläggningar som är anslutna till lågspänning med en säkringsnivå om högst 63 ampere. För dessa ska schablonmetod användas. Dessutom föreslås att det införs en möjlighet för innehavare av små produktionsanläggningar att själva svara för den mätning och rapportering som ligger till grund för tilldelningen av elcertifikat.
Förslag om beaktande av nätförluster på regionnät vid tariffsättning (se kap. 4.7)
På regionnät föreslår utredningen att en elproduktionsanläggnings påverkan på nätförlusterna ska beräknas som dess marginella påverkan, dvs. enligt samma metod som idag tillämpas av Svenska Kraftnät på stamnätsnivå. Utredningen föreslår att Svenska Kraftnät får i uppdrag av regionnätsföretagen att genomföra beräkningarna. Syftet med förslaget är att få till stånd en likartad och rättvis beräkning av förlusterna på regionnät samt att elproducenter anslutna till region- respektive stamnät behandlas på ett likartat sätt. Genom att fastställa en metod för hur beräkningarna ska genomföras ökar också transparensen.
21
Sammanfattning SOU 2008:13
Avbrottsersättning till elproducenter och effektbegränsning (se kap. 4.8 och 4.9)
Utredningen har tagit upp och diskuterat frågor rörande avbrottsersättning och effektbegränsning men lämnar här inte några förslag.
22
Summary
The overall objective under the terms of reference of the Grid Connection Inquiry is to promote the development of renewable electricity production. The electricity certificate system is absolutely crucial for the amount of renewable electricity produced in Sweden in the future. It is not part of this Inquiry’s remit to evaluate the electricity certificate system. However, the proposals presented by the Inquiry are expected to lead to more favourable conditions for renewable electricity production. Indirectly, this may lead to increased production since the introduction of renewable electricity can take place at a lower cost to the economy, which may increase acceptance for extending the electricity certificate system.
The Inquiry’s proposals can be expected to lead to:
• More self-produced electricity: The Inquiry proposes that small power plants of less than 63 amperes (which is equivalent to an output of around 44 kW) can be connected without requiring hourly metering, which will lead to significantly lower costs.
• Simpler and faster grid connection of plants producing renewable electricity: The Inquiry proposes relaxed routines with regard to concession management for electricity networks and the provision of administrative guidelines for how renewable electricity producers are to agree with network companies when connecting to the grid.
• More economically sound expansion of renewable electricity production: The Inquiry proposes that the present 1 500 kW limit for reduced network charges be replaced by a ceiling on the network charge of SEK 0.03 per kWh. The reason for this is to increase incentives to choose the most cost-effective power plant instead of optimising capacity so as to minimise network charges. The proposal to introduce a ceiling on network tariffs instead of the 1 500 kW limit is expected to enable the interest in expanding renewable energy in rural areas to continue to in-
23
Summary SOU 2008:13
crease rather than drastically declining. Compulsory individually estimated tariffs based on the share of the network used by a company and a defined method for estimating the impact of production plants on network losses provide incentives to connect power plants at the point in the electricity network that is right from a cost-benefit point of view.
• More economically sound expansion of the grid: The Inquiry proposes the establishment of a grid investment fund. This will lead to necessary investments for connecting renewable energy being able to receive funding, provided that they deliver cost benefits, i.e. the lowest cost per kWh renewable electricity produced. This is expected to lead to lower costs for electricity customers.
The remit (see chapter 1)
World energy use primarily consists of fossil fuels. In historical terms, consumption has never grown so rapidly as in the last three years. To achieve a long-term sustainable energy supply, the challenge thus facing us mainly involves combining radically more efficient energy use with a very sharp increase in the use of renewable types of energy.
Sweden’s electricity supply is currently based on two strong pillars, hydro power and nuclear power. Sweden is in a very good position to be able in the future to rely on a third strong pillar consisting mainly of biofuels and wind power. This Inquiry involves examining ways in which grid connection regulations for power plants in this third pillar could be improved to achieve a rational electricity supply.
To increase the amount of renewable electricity production in the Swedish energy mix, an electricity certificate system has been introduced. At present, most of the indications are that this system leads to the building of about the same amount of renewable production as it is designed for, i.e. at present, 17 TWh by 2016, compared with when the system was introduced.
The first point in the terms of reference for this Inquiry is: “Evaluate whether the current regulatory framework for renewable electricity production creates barriers to large-scale development and expansion of renewable electricity production. If it is considered that changes in the regulations are required, the Inquiry is to present proposals to this effect.” The regulations that are absolutely core to
24
Summary
“large-scale development and expansion of renewable electricity production” are thus the quotas and other rules of the electricity certificate system. However, the Inquiry has interpreted the terms of reference to mean that the level of the amount of certificateentitled production, which is determined in the detailed regulations of the certificate system, is a political question that lies outside the remit of this Inquiry. If, however, “large-scale development and expansion of renewable electricity production” is taken to mean more than 17 TWh by 2016, the quotas and other rules of the electricity certificate system must be changed.
With reference to the first point in the Inquiry’s terms of reference, the purpose of this Inquiry is not to pay regard to the amount of electricity production linked to “large-scale production and expansion of renewable electricity production,” but rather to examine the competition between the various plants (at a given total amount) so that as rational expansion as possible is achieved. The purpose of the Inquiry is thus to bring about as economically sound an expansion of renewable electricity production as possible. One possible consequence, which is uncertain and requires political decisions, is that a more economically sound expansion may lead to increased political interest in allowing higher electricity certificate quotas.
Renewable electricity production in Sweden (see chapter 2)
In 2006, there were 1 916 plants receiving electricity certificates, i.e., plants for the production of wind power, solar electricity, smallscale hydro power and biofuel-based combined heat and power plants (CHP). The total number of plants was 2 288. Of these plants, 1 847 had a capacity less than or equal to 1.5 MW and 229 of these had a capacity that was less than or equal to 50 kW.
For the actors on the market to invest in new electricity production plants, long-term and stable economic conditions are required. The revenue side consists of the price of electricity and the price of the electricity certificate. The price of electricity is not expected to fall. However, with an unchanged electricity certificate system, the electricity certificate price will be very low when the expansion of new certificate-entitled electricity production exceeds 17 TWh. This is equivalent to today’s quota level. With a very low certificate price,
25
Summary SOU 2008:13
no new electricity production will be built when 17 TWh has been reached, unless the price of electricity increases significantly. If society seeks production of renewable electricity greater than 17 TWh, it is therefore important that the Riksdag determines a new target for the electricity certificate system at an early stage. This applies to the significant proportion of renewable electricity production, for which the price of electricity is not a sufficient source of funding.
The Inquiry has studied productivity potential assessments and forecasts of how much new, renewable electricity production can be built. What will ultimately be achieved will depend on the economic conditions. Elforsk expects some 60 per cent of the fuel for CHP production in district heating to consist of biofuels by 2015, equivalent to a total electricity production of 9 TWh. In the long term, forecasts and productivity potential assessments show that CHP production, based both on biofuels and natural gas, may account for between 18 and 20 TWh of electricity per year. Neither solar cells, wave power or geothermics are expected to become part of the Swedish power system to any great extent by 2025. The Swedish Energy Agency estimates that hydro power can increase by a total of 0.75 TWh by 2015 and according to its forecasts, wind power will produce some 8.6 TWh by 2025. There is, however, considerably greater potential to expand wind power. If all planned plants over 25 MW were realised, estimated wind electricity production from these plants alone would be between 17 and 23 TWh.
International comparison (see chapter 3)
To gain inspiration, the Inquiry has studied how the relevant issues are dealt with in Spain, Portugal, Germany and the UK. These countries show strong development with regard to renewable electricity production. The comparison in this Inquiry has primarily focused on wind power, as electricity network issues are especially relevant to this technology in particular.
The areas studied where the differences between existing Swedish legislation and the current situation in the four countries studied have been most marked are:
• The compensation level: All the four countries studied have higher levels of compensation for electricity produced by wind turbines.
26
Summary
• Network tariffs: In the countries studied, no network tariffs apply to any production in Spain, Portugal or Germany. This is important to note when comparing the compensation levels of different countries.
• Network concessions: In all four countries analysed, wind power producers themselves are allowed to build electricity lines within the wind farm and between the wind farm and the transmission/ distribution network, i.e., it is not necessary to go via a network company.
• Other network investments: Each country has different detailed regulations on the upgrades in the electricity grid that are to be financed either by electricity producers or network companies.
• Requirement for metering of small plants: There is no requirement in Germany, Spain or Portugal for smaller plants to meter and submit returns on an hourly basis. Compensation for electricity produced domestically is, however, often so high, that it pays to sell this electricity instead of using it to reduce one’s own consumption.
All of the four countries analysed have shown flexibility with regard to continuously adapting energy policy, rules and provisions to technical and economic developments. However, this also applies to Sweden, as exemplified by this Inquiry.
Electricity network investment funds (see chapter 4.1)
The existing electricity grid has the capacity to receive a considerable increase in electricity production. However, the Inquiry has found that there is a need to solve certain bottlenecks in the electricity network to make it easier to expand the network in an economically sound way. This primarily concerns areas with good conditions for renewable electricity production where the initial costs for upgrading networks are higher than an individual producer can afford.
The Inquiry therefore proposes the creation of a grid investment fund to finance investments in the electricity grid for future renewable electricity production. This fund is planned to partially finance network charges for connection to plants that fulfil the criteria for being allocated electricity certificates. The electricity producer itself is to be responsible for part of the network charge for connection;
27
Summary SOU 2008:13
the Inquiry’s proposal is that the point of departure for the selffinancing component be SEK 1.3 million per megawatt installed.
The fund will be financed via network companies and will be shared according to each company’s underlying electricity consumption by end customers. The fund will be placed as a special managing body at a host agency. The Inquiry sees the Swedish Energy Agency and the Energy Markets Inspectorate as possible host agencies.
Changes regarding network concessions (see chapter 4.2)
There are a number of different circumstances connected with network concessions that hinder the introduction of renewable energy sources. One of them, for example, is that it is difficult to make the expansion of the necessary line capacity subject to competition. Sometimes a planned expansion leads to production and network companies finding it difficult to agree on the technical performance of the grid connection for an electricity production plant. If an electricity producer wants to build its own network independently, it is necessary to form a network company and apply for a concession. This is accompanied by requirements for submitting returns and other demands which, in many cases, are considered to lead to unnecessary red-tape. Licensing procedures for production plants and electricity networks are not coordinated, which leads both to increased costs and unnecessarily long waits from application to startup. With its proposals, the Inquiry aims to facilitate the licence procedure and thus reduce costs and speed up processing times.
For the above reasons, the Inquiry proposes that an exemption from the network concession requirement prescribed in the Electricity Act be introduced for internal networks at electricity production plants. A possibility should also be introduced for the Energy Markets Inspectorate to approve certain measures to relax requirements for concession holders. This is a first step in making it easier and increasing predictability for new electricity producers, something that has been put forward as one of the most important factors in achieving an expansion in renewable electricity production. As a second step, the Inquiry also proposes that the Energy Network Inquiry, which under its terms of reference is to conduct a review concerning concessions, analyse the advisability of implementing an
28
Summary
amendment to the Electricity Act allowing the possibility of granting network concessions for private power lines.
To facilitate the licence procedure for new power lines for renewable electricity production, the Inquiry proposes that a provision be introduced into the Electricity Act to the effect that the Energy Markets Inspectorate will only examine the suitability of the plant and network company, provided that another agency has examined and approved their suitability on the basis of other aspects to be considered under the Electricity Act. The Inquiry also proposes that the Environmental Procedures Inquiry M2007:04 be assigned the task of further reviewing the possibilities of coordinating environmental assessments and localisation issues for electricity power lines and electricity production plants, in order to simplify the licence procedure for new electricity production plants.
Administrative guidelines for grid connection (see chapter 4.3)
After instructions from the Inquiry, Swedenergy and Svensk Vindkraft have produced trade recommendations for facilitating contacts between network companies and electricity producers in the process of connecting new electricity production plants to the grid. The issues are the same, regardless of the type of electricity production being considered, which is why the Swedish Renewable Energies Association (SERO) and LRF have also endorsed the guidelines. The result, the document ‘Administrative guidelines for grid connection’ (appendix 3), is to have the status of a trade recommendation. The Inquiry urges the parties to follow up the way in which the document works and how it is complied with and, where necessary, to revise it after a given period.
Proposals for network tariffs and changes in exemptions for small electricity producers, the 1500 kW ceiling (see chapter 4.4 and 4.5).
The Inquiry proposes that the present reduced network charge for small electricity production plants under the Electricity Act, Chapter 4, Section 10 be removed and replaced with a limited charge for electricity transmission for all new electricity production fulfilling
29
Summary SOU 2008:13
the criteria for allocation of electricity certificates. The charge for transmitting electricity from these will be limited to a maximum of SEK 0.03 per kWh plus a fixed cost for the annual costs of metering, estimating and submitting returns in the concession holders’s network, over a ten-year period. Where the ordinary tariff exceeds SEK 0.03 per kWh, the tariff will return to the ordinary level ten years after start-up. The network tariff will be determined by the network company. The Act prescribes that it must be reasonable and it is the duty of the Energy Markets Inspectorate to monitor that this is so. The ceiling concerns the charge for transmitting electricity, excluding compensation for use of the network.
The Inquiry proposes the introduction of transitional provisions for a set period, so as not to significantly worsen the situation for existing electricity production plants. These transitional provisions will be designed so that existing plants completed before 1 January 2007 will retain their present reduced network charge until 1 January 2015. Until this date, owners of electricity production plants that can deliver an output of a maximum of 1 500 kW for electricity transmission will only need to pay the part of the charge under network tariffs that corresponds to the annual cost of metering, estimating and submitting returns on the network concession holder’s network. Under this proposal, the electricity producer will pay the full annual network charge as of 1 January 2015.
This proposal will enable network companies to receive considerably greater revenues from small-scale electricity production than they are receiving at present. One of the consequences will be that some new large-scale electricity production facilities will also pay a lower charge for transmitting electricity than they do under today’s conditions, but it must also be borne in mind that many will pay less than the SEK 0.03 level, even without this ceiling. Without the proposal to remove the exemption for small-scale electricity production, however, many new plants would be built with a maximum output of 1 500 kW so as to avoid the charge. The Inquiry’s proposal to replace the exemption for small-scale electricity production with a ceiling on tariffs will enable the expansion of the electricity system to be more rational. The 10-year limit is an important signal of the fact that the new electricity producers will later pay the full tariff, which will provide incentives to connect the electricity production plant to the network in as cost-effective a manner as possible. In the Swedish electricity grid, where there are major differences between production and consumption in different regions, it is important
30
Summary
that the tariff continues to act as a financial lever directing where new electricity production is to be placed.
If the Riksdag were to take a decision on a change in the electricity certificate system and this should lead to increases in the price of the certificate, the electricity producers would be compensated for the increase in tariffs resulting from the abolition of the 1 500 kW ceiling. If the increase in the price of an electricity certificate is equal to the increase in price of the network charge, no further compensation will be needed in the form of the proposal presented by the Inquiry to introduce a SEK 0.03 ceiling. This is because new electricity production plants receiving electricity certificates will also benefit from the rise in the price of certificates.
Today regional network companies are able to choose between charging an individually estimated tariff or a tariff that is independent of geography and is equal for all those within the same category of customers. The Inquiry’s proposal means that companies must make their estimates according to the first alternative, i.e., estimate individual tariffs based on the share of the network that they use.
Hourly metering, estimating and submitting returns – proposal for exemptions for small electricity producers (see section 4.6)
The main reason for including an exemption from hourly metering for small production plants, according to the Inquiry, is the high cost of these procedures, which is disproportionate to the small amount of electricity produced in plants of this size. The cost of managing hourly metering is a crucial obstacle to investments in small plants, and under today’s legislation, plants that do not have hourly metering are not entitled to electricity certificates either. SERO estimates that in 2006 there were 400
TPF
1
FPT
small-scale production plants that were not
connected to the electricity certificate system because the costs of metering and submitting returns were too high. The Inquiry’s proposals will also clarify the right of producers to be responsible for metering returns to the electricity certificate system, which means that this service will be subject to competition.
TP
1
PT
Elforsk report 06:48 “Villkor för försäljning av el från nätanslutna solcellsanläggningar –
nuläge och förbättringförslag “(Conditions for sales of electricity from network-linked solar cell plants, current situation and proposals for improvements).
31
Summary SOU 2008:13
Thus the Inquiry proposes that an exemption be included in the Electricity Act (1997:857) to the effect that production plants that are connected to low voltage with a fuse level of at most 63 amperes will not need to be metered and returns submitted over time. A customer profile method will be applied for metering and submitting returns from these plants. Electricity producers will, however, be entitled to demand hourly metering and returns, but in that case, the network company will be entitled to charge for this service. Those who are electricity users on a yearly basis, but who are also electricity producers, are only to be charged a subscription fee. Whichever of net consumption or net production reaches the highest power level will determine the subscription level that is to apply.
The Inquiry proposes the introduction into the Electricity Certificates Act (2003:113) of an exemption to the effect that a statement on the distribution of production over time will not be needed for production plants that are connected with low voltage and with a fuse level of at most 63 amperes. A customer profile method will be used for these. It is also proposed that a possibility be introduced for small production plants to be responsible themselves for metering and returns used as a basis for allocation of electricity certificates.
Proposal for consideration to be given to network losses in regional networks when setting tariffs (see chapter 4.7)
In the regional grids, the Inquiry proposes that the impact of an electricity production plant on network losses be estimated as their marginal impact on losses, i.e., according to the same method applied today by Svenska Kraftnät at the national grid level. The Inquiry proposes that Svenska Kraftnät be tasked by the regional grid companies to perform these estimates. The aim of this proposal is to bring about an equal and fair estimate of losses in regional grids and to enable electricity producers connected to regional and main grids to be treated in an equal manner. By determining a method for performing these estimates, transparency also increases.
32
Summary
Power cut compensation to electricity producers and limitations to output (see chapter 4.8 and 4.9).
The Inquiry has taken up and discussed issues concerning power cut compensation and limitations to output, but does not present any proposals with regard to these issues.
33
Författningsförslag
1 Förslag till lag om ändring i ellag (1997:857)
Härigenom föreskrivs i fråga om ellagen (1997:857), dels att det ska införas nya bestämmelser, 1 kap. 6 a §. 2 kap. 10 a och 12 a §§, 3 kap. 10 a–10 b §§ samt rubrikerna före dessa paragrafer av följande lydelse,
dels att 3 kap. 10–11 §§, 14 §, 4 kap. 5 §, 10 § ska ha följande lydelse.
Nuvarande lydelse Föreslagen lydelse
1 kap. Ändamål och definitioner m.m.
6 a
Med förnybar el avses i denna lag detsamma som i lag (2003:113) om elcertifikat.
2 kap. Förenklad prövning av tillåtlighet
10 a §
Utan hinder av bestämmelsen i 7 § ska en nätkoncession för linje som avser anslutningen från en anläggning för produktion av förnybar el till befintligt nät beviljas om förutsättningarna i 6, 8 och 10 §§ är uppfyllda samt tillstånd för miljöfarlig verksamhet meddelats anläggningen inklusive
35
Författningsförslag SOU 2008:13
anslutningen enligt miljöbalken 9 och 17 kap.
Lättnader i kraven på koncessionshavare
12 a §
Regeringen eller, efter regeringens bemyndigande, nätmyndigheten får för en nätkoncessionshavare för linje, om särskilda skäl föreligger, medge undantag från en eller flera av de skyldigheter som koncessionshavaren har enligt 3 kap. 9 a, 9 c-d och 17 §§ samt 4 kap. 11 §.
Undantag enligt första stycket får endast beviljas för ledningar som är avsedda för inmatning av el från anläggningar för produktion av förnybar el.
Undantaget gäller endast så länge som villkoret i andra stycket är uppfyllt.
Ett beslut om befrielse enligt första stycket ska omprövas om
1. en ny elanvändare eller produktionsanläggning ansluts till ledningen
2. nätkoncessionen överlåtes och om
3. koncessionshavaren eller innehavaren av en ansluten anläggning begär det.
Koncessionshavare som meddelats undantag från krav enligt första stycket är skyldig att omedelbart meddela den som fattat beslutet om undantag när en ny anläggning ansluts till ledningen.
36
SOU 2008:13 Författningsförslag
3 kap.
10 §
Den som har nätkoncession är skyldig att utföra mätning av mängden överförd el och dess fördelning över tiden.
Om en elanvändare har ett säkringsabonnemang om högst 63 ampere skall nätkoncessionshavaren istället 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 inte en elanvändare som begärt att mängden överförd el och dess fördelning över tiden skall mätas.
Det åligger nätkoncessionshavaren att rapportera resultaten av de mätningar och beräkningar som nämns i första, andra och tredje stycket.
Närmare föreskrifter om angivna skyldigheter meddelas av regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer.
Den som har nätkoncession är skyldig att utföra mätning av mängden överförd el och dess fördelning över tiden.
För ett säkringsabonnemang om högst 63 ampere ska nätkoncessionshavaren istället 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 inte en elanvändare eller elproducent som begärt att mängden överförd el och dess fördelning över tiden ska mätas.
För en elanvändare som samtidigt är elproducent ska nätkoncessionshavaren, om så begärs, utföra mätningen så att det är möjligt att rapportera mängden inmatad respektive uttagen el var för sig.
Det åligger nätkoncessionshavaren att rapportera resultaten av de mätningar och beräkningar som nämns i första, andra och tredje stycket.
Närmare föreskrifter om angivna skyldigheter meddelas av regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer.
37
Författningsförslag SOU 2008:13
Kostnader för mätning och beräkning
11 §
En elanvändare som begär att hans elförbrukning skall mätas på annat sätt än enligt de föreskrifter som meddelats med stöd av 10 § skall av nätkoncessionshavaren debiteras merkostnaden för denna mätning och för rapporteringen av resultaten av dessa mätningar. Om mätningen av elanvändarens förbrukning därvid kräver en annan mätutrustning än vid mätning enligt de nämnda föreskrifterna skall elanvändaren debiteras kostnaden för mätaren med tillhörande insamlingsutrustning och för dess installation i uttagspunkten.
Andra kostnader för mätning än de som nu nämnts får inte debiteras enskilda elanvändare.
En elanvändare eller elproducent som begär att hans elförbrukning ska mätas på annat sätt än enligt de föreskrifter som meddelats med stöd av 10 § ska av nätkoncessionshavaren debiteras merkostnaden för denna mätning och för rapporteringen av resultaten av dessa mätningar. Om mätningen av elanvändarens eller elproducentens förbrukning/inmatning därvid kräver en annan mätutrustning än vid mätning enligt de nämnda föreskrifterna ska elanvändaren eller elproducenten debiteras kostnaden för mätaren med tillhörande insamlingsutrustning och för dess installation i uttagspunkten eller inmatningspunkten.
En elanvändare som samtidigt är elproducent, och har ett säkringsabonnemang om högst 63 ampere, får välja att endast betraktas som elanvändare och därmed enbart betala en abonnemangsavgift för uttag. Ändring av abonnemangsform kan ske kalenderårsvis.
Andra kostnader för mätning än de som nu nämnts får inte debiteras enskilda elanvändare eller elproducenter.
Tvister i frågor som avses i första eller andra stycket prövas av nätmyndigheten. En tvist prövas dock inte om det visas att ansökan om prövning kommit in till nätmyndigheten senare än två
Tvister i frågor som avses i första, andra eller tredje stycket prövas av nätmyndigheten. En tvist prövas dock inte om det visas att ansökan om prövning kommit in till nätmyndigheten
38
SOU 2008:13 Författningsförslag
år efter det att nätkoncessionshavaren sänt ett skriftligt ställningstagande till berörd part under dennes senaste kända adress.
senare än två år efter det att nätkoncessionshavaren sänt ett skriftligt ställningstagande till berörd part under dennes senast kända adress.
14 §
Kostnaden för en mätare med tillhörande insamlingsutrustning och för dess installation i inmatningspunkten hos en elproducent skall av nätkoncessionshavaren debiteras elproducenten. Detta gäller inte de elproducenter som avses i 4 kap 10§.
Tvister i frågor som avses i första stycket prövas av nätmyndigheten. En tvist prövas dock inte om det visas att ansökan om prövning kommit in till nätmyndigheten senare än två år efter det att nätkoncessionshavaren sänt ett skriftligt ställningstagande till berörd part under dennes senaste kända adress.
Kostnaden för en mätare med tillhörande insamlingsutrustning och för dess installation i inmatningspunkten hos en elproducent ska av nätkoncessionshavaren debiteras elproducenten.
Tvister i frågor som avses i första stycket prövas av nätmyndigheten. En tvist prövas dock inte om det visas att ansökan om prövning kommit in till nätmyndigheten senare än två år efter det att nätkoncessionshavaren sänt ett skriftligt ställningstagande till berörd part under dennes senast kända adress.
4 kap. Särskilt om nättariffer för linje
5 §
På en ledning som omfattas av en nätkoncession för linje och där spänningen understiger 220 kilovolt (regionledning), får inte nättariffen, utom engångsavgift för anslutning, på varje spänningsnivå utformas med hänsyn till var en uttagspunkt är belägen i förhållande till ledningens anslutning till annan nätkoncessionshavares ledning som omfattas av nätkoncession för linje.
På en ledning som omfattas av en nätkoncession för linje och där spänningen understiger 220 kilovolt (regionledning), får inte nättariffen, utom engångsavgift för anslutning, på varje spänningsnivå utformas med hänsyn till var en uttagspunkt är belägen i förhållande till ledningens anslutning till annan nätkoncessionshavares ledning som omfattas av nätkoncession för linje.
39
Författningsförslag SOU 2008:13
Tillstånd till avvikelse från vad som anges i första stycket får meddelas i enlighet med 6 §.
Nättariffen för en elektrisk anläggning som tar ut el direkt från en transformator på en regionledning skall utformas med utgångspunkt i nättariffen för spänningsnivån omedelbart före transformatorn med ett skäligt tillägg för nedtransformering.
För en inmatningspunkt ska nättariffen utformas med hänsyn till var punkten är belägen.
Tillstånd till avvikelse från vad som anges i första stycket får meddelas i enlighet med 6 §.
Nättariffen för en elektrisk anläggning som tar ut el direkt från en transformator på en regionledning ska utformas med utgångspunkt i nättariffen för spänningsnivån omedelbart före transformatorn med ett skäligt tillägg för nedtransformering.
10 §
En innehavare av en produktionsanläggning som kan leverera en effekt om högst 1 500 kilowatt skall för överföring av el betala endast den del av avgiften enligt nättariffen som motsvarar den årliga kostnaden för mätning, beräkning och rapportering på nätkoncessionshavarens nät. Innehavaren skall dessutom betala engångsavgift för anslutning.
Om flera sådana anläggningar som är belägna i närheten av varandra gemensamt matar in el på ledningsnätet, skall anläggningarna betraktas som separata anläggningar vid tillämpningen av denna paragraf.
Tvister i frågor som avses i första stycket prövas av nätmyndigheten. En tvist prövas dock inte om det visas att ansökan om prövning kommit in till nätmyndigheten senare än två år efter det att nätkoncessionshava-
En innehavare av en produktionsanläggning som kan leverera en effekt om högst 1 500 kilowatt ska för överföring av el betala endast den del av avgiften enligt nättariffen som motsvarar den årliga kostnaden för mätning, beräkning och rapportering på nätkoncessionshavarens nät. Innehavaren ska dessutom betala engångsavgift för anslutning.
Om flera sådana anläggningar som är belägna i närheten av varandra gemensamt matar in el på ledningsnätet, ska anläggningarna betraktas som separata anläggningar vid tillämpningen av denna paragraf.
Tvister i frågor som avses i första stycket prövas av nätmyndigheten. En tvist prövas dock inte om det visas att ansökan om prövning kommit in till nätmyndigheten senare än två år efter det att nätkoncessionshava-
40
SOU 2008:13 Författningsförslag
ren sänt ett skriftligt ställningstagande till berörd part under dennes senast kända adress.
ren sänt ett skriftligt ställningstagande till berörd part under dennes senast kända adress.
Särskilt om nättariffer för produktionsanläggningar som uppfyller förutsättningarna för att tilldelas elcertifikat
10 a §
Innehavaren av en produktionsanläggning som, enligt 2 kap. lag (2003:113) om elcertifikat, uppfyller förutsättningarna för att tilldelas elcertifikat och som har uppförts efter den 1 januari 2007, ska under 10 år från det år anläggningen tagits i drift betala en avgift för överföring av el som motsvarar högst tre öre per kilowattimme, för den del som berättigar till elcertifikat. Elproducenten ska dessutom betala för den årliga kostnaden för mätning, beräkning och rapportering på nätkoncessionshavarens nät.
Tvister i frågor som avses i första stycket prövas av nätmyndigheten. En tvist prövas dock inte om det visas att ansökan om prövning kommit in till nätmyndigheten senare än två år efter det att nätkoncessionshavaren sänt ett skriftligt ställningstagande till berörd part under dennes senast kända adress.
10 b
Om en nätkoncessionshavare för linje som har en sådan produktionsanläggning som avses i
41
Författningsförslag SOU 2008:13
10 a § ansluten till ledningarna ska betala en avgift för överföring av el till en annan nätkoncessionshavare får avgiften uppgå till högst tre öre per kilowattimme för den mängd överförd el som motsvarar den mängd el som matats in i ledningarna från produktionsanläggningen.
Detta gäller avgiften för överföring av el från ledningar som endast används för inmatning av el från en eller flera produktionsanläggningar som, enligt 2 kap. lag (2003:113) om elcertifikat, uppfyller förutsättningarna för att tilldelas elcertifikat och som har tagits i drift efter den 1 januari 2007.
Tvister i frågor som avses i första stycket prövas av nätmyndigheten. En tvist prövas dock inte om det visas att ansökan om prövning kommit in till nätmyndigheten senare än två år efter det att nätkoncessionshavaren sänt ett skriftligt ställningstagande till berörd part under dennes senast kända adress.
U
1. Denna lag träder i kraft den 1 juli 2009. 2. Bestämmelserna i 4 kap. 10 § gäller endast för anläggningar som togs i drift före den 1 januari 2007 och upphör att gälla den 1 januari 2015.
42
SOU 2008:13 Författningsförslag
2 Förslag till lag om ändring i lag (2003:113) om elcertifikat
Härigenom föreskrivs i fråga om lag (2003:113) om elcertifikat, att 2 kap. 4 § ska ha följande lydelse:
Nuvarande lydelse Föreslagen lydelse
2 kap. Förutsättningar för att tilldelas elcertifikat
Mätning och rapportering
4 §
Elcertifikat får bara tilldelas för sådan el vars inmatade mängd och dess fördelning över tiden har mätts och rapporterats till kontoföringsmyndigheten enligt de föreskrifter som meddelats av regeringen eller, efter regeringens bemyndigande, tillsynsmyndigheten.
Innehavare av produktionsanläggning som är ansluten till lågspänning med en säkringsnivå om högst 63 ampere ska istället för vad som anges i första stycket 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). Värdena ska rapporteras till kontoföringsmyndigheten. Detta gäller inte för elproducenter som har begärt att mängden el och dess fördelning över tiden ska mätas.
Innehavaren av produktionsanläggningen får svara för mätningen och rapporteringen.
43
Författningsförslag SOU 2008:13
Om inmatning från produktionsanläggningen sker till ett elnät som används utan stöd av nätkoncession skall innehavaren av produktionsanläggningen svara för mätningen och rapporteringen.
Om endast en del av elproduktionen i en anläggning berättigar till elcertifikat, skall innehavaren särskilt beräkna och rapportera sådan elproduktion enligt de föreskrifter som meddelas av regeringens eller, efter regeringens bemyndigande tillsynsmyndigheten.
Om inmatning från produktionsanläggningen sker till ett elnät som används utan stöd av nätkoncession ska innehavaren av produktionsanläggningen svara för mätningen och rapporteringen.
Om endast en del av elproduktionen i en anläggning berättigar till elcertifikat, ska innehavaren särskilt beräkna och rapportera sådan elproduktion enligt de föreskrifter som meddelas av regeringens eller, efter regeringens bemyndigande tillsynsmyndigheten.
U
Denna lag träder i kraft den 1 juli 2009.
44
SOU 2008:13 Författningsförslag
3 Förslag till lag om elnätsinvesteringsfond
Härigenom föreskrivs följande.
Lagens ändamål
1 § Lagens ändamål är att främja produktionen av elektricitet med användande av förnybara energikällor och torv (förnybar el) genom att underlätta samhällsekonomiskt motiverade investeringar i elnätet. I detta syfte innehåller lagen en möjlighet för den som till elnätet planerar att ansluta en anläggning för produktion av förnybar el, att ansöka om bidrag för nätavgifter för anslutning till en ledning eller ett ledningsnät.
Definitioner
2 § I denna lag används följande beteckningar med den betydelse som här anges:
1. fonden: elnätsinvesteringsfonden,
2. fondavgift: den avgift som finansierar elnätsinvesteringsfondens verksamhet.
Skyldighet att betala fondavgift
3 § Den som har nätkoncession är skyldig att betala fondavgift till den myndighet som regeringen bestämmer. De totala avgiftsintäkterna ska täcka fondens prognostiserade kapitalbehov. Avgifterna fördelas mellan nätkoncessionshavarna efter underliggande elkonsumtion hos slutkunderna. Avgiften ska vara 0,05 öre per kilowattimme.
4 § Nätkoncessionshavarna fördelar kostnaderna för fondavgiften mellan uttagskunderna i proportion till föregående års uttag av elenergi.
45
Författningsförslag SOU 2008:13
Förvaltning av avgiftsmedlen
5 § Den myndighet som regeringen bestämmer ska förvalta de inbetalade fondavgifterna i en fond.
Regeringen meddelar föreskrifter om fonden och dess förvaltning.
Avgiftsmedlens användning
6 § Inbetalade fondavgifter ska användas för att ersätta de kostnader som avgiften ska täcka enligt 10 § och kostnaden för fondens administration.
Regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer får meddela föreskrifter om användningen.
Fondens organisation
7 § Regeringen ska utse en myndighet som ska stå som värd för det särskilda beslutsorgan där fonden ska administreras.
8 § Regeringen ska ange hur många ledamöter som ska ingå i det särskilda beslutsorganet och ska även tillsätta ledamöterna.
Elproducent som är berättigad att ansöka om fondmedel
9 § Berättigad att ansöka om fondmedel är den som avser att till elnätet ansluta en produktionsanläggning som enligt 2 kap. lag (2003:113) om elcertifikat uppfyller förutsättningarna för att tilldelas elcertifikat.
Vad som kan ersättas
10 § Nätavgift för anslutning till en ledning eller ett ledningsnät kan ersättas av fonden.
46
SOU 2008:13 Författningsförslag
Tilldelning av fondmedel
11 § Tilldelning av fondmedel sker efter tillgång på medel i fonden.
12 § Tilldelning ska endast ske till nätinvesteringar som bedöms vara samhällsekonomiskt motiverade. Vid prioritering av ansökningar ska en bedömning göras huruvida aktuella elnätsinvesteringar kan nyttjas även för framtida produktion av förnybar el.
13 § Vid bedömning av ansökningar ska en rangordning ske så att den ansökan prioriteras som innebär den lägsta kostnaden för fonden per producerad energienhet.
Regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer får meddela närmare föreskrifter om kriterierna för tilldelning.
14 § Regeringen, eller den myndighet som regeringen bestämmer, får meddela föreskrifter som innebär att det ansökta beloppet reduceras vid tilldelning. Reduktionen utgör en egenfinansiering. Storleken på reduktionen fastställs av det särskilda beslutsorganet.
15 § Den som har nätkoncession ska på begäran utan dröjsmål lämna sådana uppgifter som är av betydelse för fondens bedömning av en ansökan.
16 § Elnätsinvesteringsfonden ska upphöra den dag som behov av fonden inte längre föreligger. Kvarvarande medel i fonden tillfaller då statskassan.
U
Denna lag träder i kraft den 1 juli 2009.
47
Författningsförslag SOU 2008:13
4 Förslag till förordning om ändring i elförordning (1994:1250)
Härigenom föreskrivs i fråga om elförordningen (1994:1250) att 11 § ska ha följande lydelse.
Nuvarande lydelse Föreslagen lydelse
11 §
Ersättning enligt 3 kap. 15 § första stycket ellagen (1997:857) skall beräknas enligt följande.
Värdet under 1 skall beräknas utifrån den minskning av energiförlusterna i nätkoncessionshavarens ledningsnät som uppstår på grund av att anläggningen matar in el på nätet och ersättas i förhållande till mängden inmatad el samt till när denna inmatning sker.
Ersättning enligt 3 kap. 15 § första stycket ellagen (1997:857) ska beräknas enligt följande.
Värdet under 1 ska beräknas utifrån den minskning av energiförlusterna i nätkoncessionshavarens ledningsnät som uppstår på grund av att anläggningen matar in el på nätet och ersättas i förhållande till mängden inmatad el samt till när denna inmatning sker. På regionnät ska förändringen av energiförlusterna beräknas som dess marginella påverkan, det vill säga förändringen av hela elsystemets energiförluster när man jämför situationen att anläggningen producerar respektive inte producerar elektrisk energi.
Vid beräkning av värdet under 2 skall följande bedömningsgrunder beaktas.
a) Produktionsanläggningens effektleveransförmåga.
b) Produktionsanläggningens driftsäkerhet och den överenskommelse som kan finnas mellan nätkoncessionshavaren och anläggningshavaren om när produktionsanläggningen planeras vara
Vid beräkning av värdet under 2 ska följande bedömningsgrunder beaktas.
a) Produktionsanläggningens effektleveransförmåga.
b) Produktionsanläggningens driftsäkerhet och den överenskommelse som kan finnas mellan nätkoncessionshavaren och anläggningshavaren om när produktionsanläggningen planeras vara
48
SOU 2008:13 Författningsförslag
i drift.
c) Mängden inmatad elektrisk energi samt när denna inmatning sker.
i drift.
c) Mängden inmatad elektrisk energi samt när denna inmatning sker.
U
Denna förordning träder i kraft den 1 juli 2009.
49
Författningsförslag SOU 2008:13
5 Förslag till förordning om ändring i förordning (2007:215) om undantag från kravet på nätkoncession enligt ellagen (1997:857)
Härigenom föreskrivs i fråga om förordning (2007:215) om undantag från kravet på nätkoncession enligt ellagen (1997:857) att de nya bestämmelserna 19 b och 30 §§ ska ha följande lydelse.
Nuvarande lydelse Föreslagen lydelse
19 b §
Ett internt nät inom området för en anläggning för elproduktion får byggas och användas utan nätkoncession.
Från ett internt nät enligt första stycket får inget uttag ske annat än för anläggningsinnehavarens eget behov för att driva anläggningen.
30 §
Överföring av el för annans räkning får äga rum på ett elnät som är beläget inom området för en anläggning för elproduktion till den del av nätet som används av anläggningen för elproduktion. Detta gäller även om nätet i sin helhet ursprungligen inte har använts för överföring av el uteslutande för egen räkning.
U
Denna förordning träder i kraft den 1 juli 2009.
50
1 Uppdraget och dess genomförande
1.1 Bakgrund
Energianvändningen i världen består huvudsakligen av fossila bränslen. Figur 1.1 visar hur användningen av kommersiellt försåld energi har ökat i världen mellan åren 1965 och 2006. Figuren visar dock inte vindkraften, vars årsproduktion globalt av el är cirka 150
TPF
1
FPT
TWh el
motsvarande cirka 0,8
TPF
2
FPT
procent av världens elproduktion.
Figur 1.1 Världens energikonsumtion 1965–2006 i TWh
TPF
3
FPT
0
20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000
19
65
19
68
19
71
19
74
19
77
19
80
19
83
19
86
19
89
19
92
19
95
19
98
20
01
20
04
Vattenkraft Kärnkraft Kol Naturgas Olja
Framför allt ökar användningen av de fossila bränslena olja, kol och naturgas, dvs. de energislag som vid förbränning orsakar utsläpp av koldioxid. Historiskt sett har användningen aldrig tidigare ökat så
TP
1
PT
Installerad kapacitet totalt 74328 MW 31 dec 2006 – ”Wind Power Monthly no.4 April
2007”. Antagen utnyttjningstid 2000 h (MWh/MW).
TP
2
PT
Världens elproduktion 2006 var 19028 TWh – ”BP Statistical review of world energy”.
TP
3
PT
Källa: ”BP Statistical review of world energy” Olja, naturgas och kol räknat som energi-
innehåll. Vattenkraft och kärnkraft räknat som motsvarande mängd primärenergi som skulle behövas för att erhålla samma mängd elektricitet från ett oljeeldat kraftverk med 38% verkningsgrad, dvs. elproduktion•2,6.
51
Uppdraget och dess genomförande SOU 2008:13
snabbt som under de tre senaste åren. Energianvändningen är dock mycket ojämnt fördelad över jorden. Det globala genomsnittet av kommersiellt försåld energi är ungefär 21 000 kWh per capita och år
TPF
4
FPT
medan motsvarande siffra för EU-27 är cirka 42 000 och i Sverige 61 000 kWh per capita och år. I den officiella svenska statistiken
TPF
5
FPT
beaktas även andra energislag än de som visas i figur 1.1 (t.ex. biobränslen) och detta ger en energianvändning om 70 000 kWh per capita och år. Ett världsgenomsnitt på Sveriges nivå skulle därmed innebära att den globala energianvändningen behövde tredubblas. Detta är knappast ett realistiskt scenario förutsatt att utsläppen av koldioxid samtidigt radikalt ska reduceras. Visserligen har Sverige ett större värmebehov än andra länder. Samtidigt har länder med varmare klimat och samma levnadsstandard som Sverige i stället ett stort kylbehov. En tydlig tendens är också att elenergi utgör en allt större andel av den använda energin. Andelen av den kommersiellt försålda energi som användes för elproduktion var i början av 1990-talet cirka 31 procent och har på senare år ökat till cirka 38 procent
TPF
6
FPT
.
För att få en långsiktigt hållbar energiförsörjning är den utmaning som därmed ligger framför oss att kombinera en radikalt mer effektiv energianvändning med en mycket stark ökning av användandet av förnybara energislag.
Sveriges elenergiförsörjning består
TPF
7
FPT
av vattenkraft (43 %,
64 TWh/år), kärnkraft (48 %, 70 TWh/år), biobränslen och vindkraft (5 %, 7 TWh/år) samt fossila bränslen (4 %, 6 TWh/år). Sveriges elförsörjning bygger idag på två starka ben, vattenkraften och kärnkraften. Sverige har mycket goda förutsättningar att i framtiden även kunna förlita sig på ett tredje starkt ben bestående av i huvudsak biobränslen och vindkraft. Denna utredning berör hur anslutningsreglerna för kraftverken i detta tredje ben ska kunna förbättras för att erhålla en rationell elförsörjning. För att öka mängden förnybar elproduktion i den svenska energimixen har ett elcertifikatssystem införts. Elcertifikatssystemet innebär att producenter av förnybar el får ett (1) elcertifikat av staten för varje producerad MWh el. Genom att sälja elcertifikat får producenterna en extra intäkt utöver själva elförsäljningen, vilket skapar
TP
4
PT
Källa: ”BP Statistical review of world energy” Energikonsumtion för 2006..Befolkning:
Världen: 6 miljarder, EU-27: 493 miljoner (Eurostat), Sverige: 9 miljoner.
TP
5
PT
Källa Energimyndigheten: ”Energiläget i siffror” avseende år 2005., 630 TWh, vattenkraft
avser normalår.
TP
6
PT
Källa: ”BP Statistical Review of World Energy”, Andelen = Elproduktion•2,6/Energi-
användning.Faktorn 2,6 motsvarar den bränslemängd som behövs i ett kraftverk med verkningsgrad 38% för att erhålla given elproduktion.
TP
7
PT
Medelvärde 2003–2005, källor Energimyndigheten och Svensk energi.
52
SOU 2008:13 Uppdraget och dess genomförande
bättre ekonomiska villkor för miljöanpassad elproduktion och stimulerar utbyggnaden av elproduktion med förnybara källor. Efterfrågan på elcertifikat skapas genom att alla elleverantörer samt vissa elanvändare är skyldiga att köpa elcertifikat motsvarande en viss andel (kvot) av sin elförsäljning eller elanvändning, en så kallad kvotplikt. Kvotens storlek varierar för varje år och den medför en ökande efterfrågan på förnybar el och elcertifikat. Certifikatskvoterna är satta så att de motsvarar en produktion av förnybar kraft om cirka 17 TWh år 2016 förutsatt att elförbrukningen utvecklas enligt prognos. Vid lägre elförbrukning blir kravet lägre eftersom det är en viss andel av förbrukningen som skall täckas med certifierad produktion. I det följande antas att kvotplikten motsvarar 17 TWh per år.
Prissättningen i certifikatssystemet är centralt för dess funktion. Marginalkostnaden i de kraftverk som kan erhålla certifikat är oftast låg (klart under elpriset) vilket gör att merkostnaden just för certifikaten är närmast noll. Detta gör att man säljer certifikaten även om certifikatspriset skulle vara mycket lågt, eftersom allt över noll innebär en förtjänst. Producenten kan välja att spara certifikaten för att sälja dem senare men det förutsätter att han eller hon tror att priserna blir högre i ett senare läge. Certifikatspriset motsvarade fram till mars 2007 cirka 20 öre per kWh. Prisnivån beror på att konsumenternas behov av certifikat är så stort att priset måste vara på den nivån för att ny certifikatsberättigad produktion ska komma in. Antag att det i Sverige installeras certifikatsberättigad produktion som tillsammans ger 19 TWh per år 2016. Detta skulle i praktiken leda till ett certifikatspris nära noll eftersom konsumenterna bara behöver certifikat motsvarande 17 TWh år 2016. Metoden för prissättning gör därmed att kvotsystemet sätter ett effektivt tak för hur mycket certifikatsberättigad produktion som kommer in i systemet, dvs. sådan produktion som inte klarar sina kostnader utan att erhålla en extra betalning via certifikaten.
I elcertifikatssystemet ingår en kvotpliktsavgift vilken baseras på mängden elcertifikat som saknas för att uppfylla kvotplikten. Avgiften uppgår till 150 procent av det volymvägda medelpriset på elcertifikat ett år bakåt i tiden. Avgiften medför att det kan bli dyrt för elhandlarna om de inte köper in tillräckligt med certifikat motsvarande kvotplikten för kunderna.
Slutsatsen från detta är att mycket talar för att elcertifikatssystemet leder till att det byggs ungefär så mycket förnybar produktion som det är designat för, dvs. i dagsläget 17 TWh år 2016.
53
Uppdraget och dess genomförande SOU 2008:13
Prissättningen i certifikatssystemet har som framgår ovan stor betydelse för hur mycket certifikatsberättigad produktion som kommer in i systemet. I denna utrednings direktiv (dir. 2007:10), punkt 1 står det ”Utvärdera om det nuvarande regelverket för förnybar elproduktion skapar hinder för en storskalig utveckling och utbyggnad av den förnybara elproduktionen. Bedöms förändringar av regelverket krävas skall utredaren lämna sådana förslag” Det absolut mest centrala regelverket för ”storskalig utveckling och utbyggnad av den förnybara elproduktionen” är därmed certifikatssystemets kvoter och övriga regler som t.ex. vad som händer om elhandlare inte köper tillräckligt med certifikat. Utredningen har dock tolkat direktiven som att nivån på mängden certifikatsberättigad produktion, vilken bestäms av certifikatssystemets detaljregler är en politisk fråga, vilket ligger utanför denna utrednings uppdrag. Certifikatssystemets prissättning är dock av central betydelse för utredningens arbete. Antag, hypotetiskt, att utredningen skulle föreslå att alla nätutbyggnader för produktion av förnybar el blir gratis, dvs. anslutningsavgifterna blir noll och att alla nättariffer sätts till noll. Detta skulle därmed göra produktionen billigare men det skulle samtidigt inte leda till mer certifikatsberättigad produktion eftersom certifikatssystemets tak om 17 TWh ändå gäller. Vad som i stället skulle hända är att certifikatspriset skulle gå ned (eftersom det inte behöver vara lika högt) och att nättarifferna för vissa konsumentgrupper skulle gå upp. Det skulle dock inte bli mer förnybar produktion än vad certifikatssystemet ger utrymme för. Lönsamheten i de förnybara kraftverken skulle generellt bli densamma eftersom certifikatspriset blir precis så högt som behövs för att den sista anläggningen ska byggas. Priset blir också så lågt att det inte byggs mer än vad certifikatssystemet ger utrymme för. Oavsett kostnadsnivå (dvs. såväl nättariffer som investeringskostnader) leder ju certifikatssystemet till en given mängd certifierad produktion.
Det är viktigt att det i samhället finns en kunskap om certifikatssystemets konsekvenser. Nya projekt som skulle kunna öka produktionen av förnybar kraft kommer knappast att leda till att mängden förnybar kraft ökar utan i stället ökar konkurrensen på en begränsad marknad. Däremot medför en ökad konkurrens att man erhåller samma mängd (vilken bestäms av certifikatssystemet) produktion av förnybar el fast till ett lägre pris. Om man med ”en storskalig utveckling och utbyggnad av den förnybara elproduktionen” menar mer än 17 TWh år 2016 så är det certifikatssystemets kvoter och övriga regler som ska ändras.
54
SOU 2008:13 Uppdraget och dess genomförande
I prop. 2005/06:154 står på sidan 41:
En hög ambitionsnivå inom ramen för elcertifikatssystemet ställer krav på åtgärder för att underlätta tillståndsgivningen för sådana energislag. En särskild kontrollstation 2008 skall tillkomma utöver förslaget i avsnitt 6.2 och användas för att se hur de åtgärder, som vid denna tidpunkt vidtagits för att underlätta denna tillståndsgivning, fallit ut. I det fall förutsättningarna att få till stånd utbyggnaden av sådan förnybar elproduktion inte påtagligt förbättrats, är det regeringens avsikt att vidta nödvändiga åtgärder för att förbättra förutsättningarna. Därmed skapas möjligheter för att senare fatta beslut om att höja ambitionsnivån inom elcertifikatssystemet med upp till 2 TWh till år 2016.
Om alla dagens planer på ny förnybar produktion genomförs kommer klart mer än 17 TWh per år att byggas ut vilket kommer att ge mycket låga certifikatspriser. En tydlighet om färdriktningen vad gäller icke enbart elprisfinansierad produktion är nödvändig för att inte optimism ska ändras till besvikelse och medföra svåra ekonomiska påfrestningar för dem som investerar i ny förnybar elproduktion.
Med hänvisning till första punkten i utredningens direktiv är därmed syftet med denna utredning inte att beakta mängden elproduktion kopplad till en ”storskalig utveckling och utbyggnad av den förnybara elproduktionen” utan snarare konkurrensen mellan olika installationer (vid en given total mängd) så att man får till en så rationell utbyggnad som möjligt. Utredningens syfte är därmed att få till en så samhällsekonomisk utbyggnad av den förnybara elproduktionen som möjligt. En möjlig konsekvens, som är osäker och kräver politiska beslut, är att en mer samhällsekonomisk utbyggnad kan leda till att det politiska intresset ökar för att tillåta ökande certifikatskvoter. Viktiga förutsättningar för denna utredning är den tid som utredningen har haft på sig samt konstruktionen av dagens ellagen. Dagens ellag är tämligen ospecifik vad gäller detaljer kring till exempel nättariffer, nätnytta och anslutningsavgifter. Den huvudsakliga ekonomiska regleringen av nätföretagen gäller deras totalintäkter och i mycket liten utsträckning hur deras totalintäkter fördelas mellan olika spänningsnivåer, kundgrupper och tarifftyper, t.ex. effektavgifter och energiavgifter. Det har till utredningen från många håll framförts, såväl från enskilda inom nätföretag som från producenter, att regelverket bör vara mycket klarare.
Detta är ett berättigat krav eftersom producenter idag kan behandlas mycket olika av olika nätföretag p.g.a. att nätföretagen använder olika beräkningsmetoder. Det har i utredningen klart fram-
55
Uppdraget och dess genomförande SOU 2008:13
gått att det inte ens inom varje kollektiv av producenter respektive nätägare finns en samsyn om hur bra beräkningsmetoder skulle kunna se ut. Denna fråga har dock till viss del behandlats av den parallella Energinätsutredningen. Det har dock inte varit möjligt att inom tidsramarna för denna utredning föreslå en förbättrad detaljreglering av hur den ekonomiska regleringen av nättariffer mm ska se ut. Det är därför av stor vikt att Energimarknadsinspektionen ges resurser och ett tydligt uppdrag att se till att fördelningen av nätföretagens tariffintäkter mellan olika kundgrupper baseras på liknande beräkningsmetoder. Detta eftersom utredningen föreslår att betydligt fler producenter än idag i framtiden kommer att betala nättariffer, och då måste metodiken för att ta fram dessa tariffer av EMI bedömas som skälig.
Inom tidsramarna för utredningen har det dock framkommit en hel del frågeställningar som utredningen närmare har studerat. En av dessa är att kraftverk på olika spänningsnivåer kan behandlas olika vad gäller anslutningskostnader:
Om man har ett kraftverk som är så stort att det ansluts direkt till stamnätet, är det Svenska Kraftnät som avgör vad som är anläggningsspecifika kostnader och vad som ”systemet” behöver. Om t.ex. mer vindkraft i Norrland medför ett behov av ökad transmissionskapacitet söderöver, är det inte självklart att just vindkraften ska betala för detta. Vem som betalar för detta beror på Svenska Kraftnäts tolkning och vilket uppdrag man fått från regeringen. Vad som är speciellt med Svenska Kraftnät är också att kostnaden för ”systeminvesteringar” kan läggas på stamnätsavgiften vilket innebär att nästan samtliga svenska elkunder är med och betalar för detta.
Om man å andra sidan gör en investering i mer vindkraft på Gotland och detta förorsakar investeringar i regionnätet i Östsverige så måste de tillkommande vindkraftägarna betala för detta. Om extra nätinvesteringar i stället skulle betalas av regionnätsägarna skulle endast en del av de svenska elkunderna drabbas av högre avgifter. Samma problematik finns vid behov av nätförstärkningar i lokalnäten p.g.a. tillkommande produktion.
Det kan tilläggas att det var ett helt annat regelverk som gällde när de två första ”starka benen”, dvs. vattenkraften och kärnkraften, byggdes upp. När kärnkraften byggdes upp gjordes många tilläggsinvesteringar såväl i vattenkraften som i transmissionsnätet p.g.a. att vattenkraften mer blev en effektleverantör vilket krävde starkare kraftöverföring mellan norra och södra Sverige. När vattenkraften byggdes upp krävdes såväl starkare regionnät som ett införande av
56
SOU 2008:13 Uppdraget och dess genomförande
transmissionsnätet men det sågs knappast som att kunderna i vissa regioner skulle betala för regionnätsuppbyggnaden just där.
Kraftverk på olika spänningsnivåer har även olika nättariffer. Detta gäller såväl energidelen i nättariffen som effektdelen och lagregleringen inom detta område är mycket sparsam. I Sverige tillämpas effekttariffer ”nedåt” i systemet så att regionnäten betalar effektavgifter till stamnätet och lokalnäten betalar effektavgifter till regionnäten oavsett vilken riktning som energin flyter. Man skulle precis lika gärna kunna tillämpa metoden att kraftverken på stamnätsnivå bör betala för nättransporten fram till kunderna som ofta ligger på region- och lokalnätsnivå. Det bör dock noteras att detta är en filosofisk fråga men att valet av metod påverkar konkurrensen mellan kraftverk på olika spänningsnivåer. Det är också viktigt att notera att det alltid är konsumenterna som på olika sätt finansierar kraftverken, antingen via nättariffen eller via sina elinköp. En konsekvens av den svenska filosofin är också att kraftverk på region- och lokalnätsnivån kan få betalt för sin ”nätnytta” om de med sin produktion minskar kostnaderna för det nät till vilka de är anslutna. För energidelen gäller detta även på stamnätsnivå där kraftverk som minskar stamnätets förluster krediteras för detta. Dagens tariffnivåer för kraftverk på lokal- och regionnätsnivåer ligger generellt sett högt jämfört med vad producenter betalar på stamnätsnivå. Detta beror bland annat på metoden att ta ut effekttariffer enligt ovan. För till exempel vindkraft kompenseras inte högre effekttariff på lägre spänningsnivå med en motsvarande höjning av ersättning för nätnytta. Det är i princip möjligt att göra om tariffsystemet för att inte missgynna produktion på lägre spänningsnivåer. Detta skulle medföra en mycket omfattande lagförändring och det skulle även påverka Energimarknadsinspektionens övervakning av nättarifferna. Det har inte bedömts som rimligt att föreslå någon stor genomgripande förändring av tariffsystemet inom denna utrednings ramar. En viktig fråga i detta sammanhang är också att Svenska Kraftnät tidigare hade en jämnare fördelning av sina kostnader mellan producenter och konsumenter men att man på grund av anpassning till grannländerna sänkte tarifferna för producenterna och höjde dem för konsumenterna. Detta medförde ökad konkurrenskraft för producenter på stamnät men också till viss del för producenter på andra nätnivåer eftersom nätnyttan ökade i takt med att tarifferna till regionnäten ökade. Denna ordning har skapat ett problem idag på så sätt att Svenska Kraftnäts tariffer för producenter i många fall kan vara så attraktiva att det för en producent kan vara lönsammare att inte
57
Uppdraget och dess genomförande SOU 2008:13
ansluta sig till regionnätet (med högre tariffer) utan i stället finansiera en längre (egentligen inte samhällsekonomisk) ledning för att ansluta sig till stamnätet.
1.2 Uppdraget
A: Utvärdera om det nuvarande regelverket för förnybar elproduktion skapar hinder för en storskalig utveckling och utbyggnad av den förnybara elproduktionen. Bedöms förändringar av regelverket krävas skall utredaren lämna sådana förslag.
Denna del tolkas som att summan av förslagen inte ska missgynna förnybar produktion generellt. ”Storskalig” tolkas inte som att avsikten är att signifikant ändra konkurrensen mellan större och mindre kraftverk utan snarare att få till ett system som medför en rationell utbyggnad av elsystemet vid större mängder förnybar produktion. Med ”större mängder” avses här det som riksdagen beslutar om, vilket med nuvarande regelverk leder till cirka 17 TWh per år. Föreslagna förändringar är inte begränsade till att enbart gälla denna mängd ny förnybar elproduktion.
B: Lämna förslag till hur nuvarande reducerade nätavgift för mindre elproduktionsanläggningar enligt 4 kap. 10 § ellagen (1997:857) kan ersättas av enhetliga principer för bestämmandet av nätavgifter för produktionsanläggningar samt undersöka behovet av och lämna förslag till eventuella övergångsbestämmelser avseende nätavgifter för befintliga anläggningar färdigställda före den 1 januari 2007.
Avsikten är att ta bort undantaget för anläggningar som är mindre än 1,5 MW. Motivet att ta bort det är att denna precisa gräns medfört att verk på t.ex. 1,6 MW har fått incitament att officiellt minska nivån på installerad effekt. Dessutom byggs vindkraftsfarmer hellre med 1,5 MW-verk än mer ekonomiskt gångbara större verk för att man vill få ner nättariffen. Att helt ta bort gränsen för samtliga anläggningar kan eventuellt ställa till stora problem för riktigt små anläggningar. Dessutom uppstår enligt direktiven ändå en ny gräns (punkt D) där riktigt små anläggningar inte behöver timmätas. Ett problem har också varit den negativa debatt som skapats eftersom andra nätkunder får betala mer.
58
SOU 2008:13 Uppdraget och dess genomförande
Övergångsreglerna är här centrala för redan existerande småskalig produktion. Som nämnts ovan görs inte tolkningen att ”storskalig” produktion innebär att man vill förändra konkurrenskraften till större anläggningars fördel. Detta innebär att förutsättningarna för att kunna erhålla en rimlig ekonomi även i ny småskalig produktion på något sätt måste beaktas.
C: Kartlägga förekomsten av små produktionsanläggningar för förnybar el i Sverige och göra en bedömning av sådana anläggningars framtida utveckling.
”Små produktionsanläggningar” tolkas som anläggningar mindre än 1,5 MW. Även något större anläggningar studeras i utredningen. Däremot avses enbart nätanslutna anläggningar. ”Framtida” utveckling tolkas som perioden efter det att föreslagna åtgärder är genomförda och det har gått en tid.
D: Lämna förslag till den lagstiftning och det regelverk i övrigt som krävs för att ett undantag från nuvarande krav på timvis mätning, beräkning och rapportering för inmatning av el från små anläggningar för förnybar elproduktion skall kunna införas.
”Små anläggningar” innebär betydligt mindre anläggningar än 1,5 MW. Tolkningen är att det avser anläggningar vars huvudsakliga produktion inte går utanför konsumentens område, dvs. huvudsakligen produktion för egen konsumtion. Det kan dock finnas mindre anläggningar (10-tals kW) som enbart levererar direkt till nätet.
E: Lämna förslag till generella, icke diskriminerande riktlinjer enligt vilka ersättning kan bestämmas vid inmatning av el, från mindre elproduktionsanläggningar.
Här används beteckningen ”mindre produktionsanläggningar”. Avsikten är inte att i lagstiftningen särskilja mellan små och större anläggningar utan att beräkningsmetoderna ska vara så korrekta som möjligt.
Det finns ett flertal länder som efter en avregleringsprocess ändå har fått igång en betydande nysatsning på förnybar energi, däribland Tyskland, Spanien, Storbritannien och Portugal. För att finna alternativa lösningar har därför dessa länders (kallade ”de fyra studerade länderna”) hantering av de för denna utredning intressanta frågor
59
Uppdraget och dess genomförande SOU 2008:13
studerats. De frågor som har visat sig viktiga, där det finns intressanta likheter samt skillnader mellan Sverige och de fyra studerade länderna är nättariffer, finansiering av nätinvesteringar och administrativa anslutningsregler.
1.3 Utredningens bedrivande
Utredningen inledde sitt arbete i mars 2007. Under utredningstiden har utredaren och sekreterarna sammanträtt med Energinätsutredningen.
Utredningen har haft underhandskontakter med representanter för Energimarknadsinspektionen Energimyndigheten, E.ON, Fortum, SERO, Svenska Kraftnät, Svensk Energi, Svensk Vindkraft, Vattenfall samt ytterligare ett antal nätföretag och småskaliga elproducenter.
Utredningens ordförande har även deltagit i ett antal seminarier under utredningstiden.
Utredningen har haft sex sammanträden med experterna varav två tvådagarssammanträden, ett i internatform.
60
2 Förnybar elproduktion i Sverige
2.1 Direktiv Dir 2007:10
Kartlägga förekomsten av små produktionsanläggningar för förnybar el i Sverige och göra en bedömning av sådana anläggningars framtida utveckling.
2.2 Sammanfattning
Det fanns år 2006 1 916 anläggningar som erhöll elcertifikat, det vill säga vindkraft, solel, småskalig vattenkraft och biobränslebaserade kraftvärmeanläggningar. Totala antalet enheter var 2 288. Av anläggningarna var 1 847 mindre eller lika med 1,5 MW och av dessa var 229 mindre än eller lika med 50 kW.
För att aktörerna på marknaden ska investera i ny elproduktion krävs långsiktiga och stabila ekonomiska förutsättningar. På intäktssidan finns elpris och elcertifikatspris. Elpriset bedöms inte komma att sjunka. Elcertifikatspriset däremot, kommer med ett statiskt elcertifikatssystem att bli mycket lågt när utbyggnaden av ny certifikatberättigad elproduktion passerar 17 TWh, motsvarande dagens kvoter. Med ett mycket lågt certifikatspris kommer ingen elproduktion att byggas ut när 17 TWh har uppnåtts, förutsatt att inte elpriset ökar avsevärt. Det är därför viktigt att riksdagen i ett tidigt skede beslutar om ett nytt mål inom elcertifikatssystemet om man önskar mer än 17 TWh produktion där elpriset inte räcker som finansiering.
Det finns många potentialbedömningar och prognoser gjorda avseende hur stor utbyggnaden av ny elproduktion kan bli. Vad som i slutänden realiseras beror till stor del på de ekonomiska förutsättningarna. Kraftvärmeanläggningar i fjärrvärmesystem producerar idag cirka 7 TWh el per år, varav biobränslebaserade cirka 3,4 TWh el. Fram till år 2010 planeras en utbyggnad om ytterligare 3 TWh.
61
Förnybar elproduktion i Sverige SOU 2008:13
Cirka 1,2 TWh av den nytillkommande är biobränslebaserad produktion. På lång sikt visar prognoser och potentialbedömningar att den biobränslebaserade kraftvärmen, förutom värmeproduktionen, kommer att kunna stå för mellan 18 och 20 TWh el per år. Elforsk bedömer att omkring 60 procent av bränslet kommer att bestå av biobränsle år 2015.
Tre solcellsanläggningar finns i elcertifikatssystemet idag. Bedömningen är att spridningen av solcellsanläggningar kommer att ske relativt långsamt och att det kommersiella genombrottet kommer att ske cirka år 2025. När det gäller vågkraft bedöms endast ett fåtal pilotanläggningar ha kommit in i kraftsystemet år 2025. Elproduktion genom geotermi bedöms inte komma att ske de närmaste tjugo åren.
För utbyggnad av storskalig vattenkraft finns en potential på maximalt 5 TWh i de redan exploaterade stora älvarna och cirka 1 TWh för de småskaliga. Det finns en effektiviseringspotential i den befintliga storskaliga vattenkraften som kan bedömas till 1–2 TWh. När det gäller vattenkraften finns svårigheter att få acceptans för planerade projekt och tillståndsprocessen kan bli svår och lång, med en stor osäkerhet som följd om projektet kan genomföras eller inte. Energimyndigheten har sammantaget bedömt att vattenkraften totalt kan öka med 0,75 TWh till år 2015. SERO har bedömt potentialen för småskalig vattenkraft till 1, 8 TWh.
Enligt Energimyndighetens prognoser kommer vindkraften att producera cirka 8,6 TWh år 2025. Där sätter elcertifikatssystemet en gräns. Det finns emellertid betydligt större potential att bygga ut vindkraften. Det finns enligt Energimyndighetens sammanställning över planerade anläggningar i Sverige över 25 MW
TPF
1
FPT
, för närvarande
projekt med totalt mellan 1 127 och 1 539 vindkraftverk i tillståndsprocessen. Om alla realiserades blir beräknad elproduktion mellan 17 och 23 TWh. Fram till år 2010 beräknas 340 vindkraftverk komma att byggas, som tillsammans med befintlig installerad effekt når en beräknad årsproduktion om knappt 3,5 TWh.
Den förnybara småskaliga elproduktionen har hittills funnits företrädesvis i södra eller mellersta delen av landet. Tendensen för de stora anläggningarna är att ny landbaserad vindkraft lokaliseras i norra Sverige och havsbaserad i södra delen men att det också planeras en mängd små (mindre än 25 MW) i södra Sverige.
TP
1
PT
Planerade vindkraftsanläggningar, www.energimyndigheten.se/vindkraft.
62
SOU 2008:13 Förnybar elproduktion i Sverige
2.3 Inledning
Utredningen ska enligt kommittédirektivet kartlägga förekomsten av små produktionsanläggningar för förnybar el och göra en bedömning av sådana anläggningars framtida utveckling. Vad som definieras som små produktionsanläggningar är inte helt klarlagt. Utredningen har valt att i kartläggningen göra en indelning i två kategorier, en för anläggningar mindre eller lika med 1 500 kW och en för anläggningar mindre eller lika med 50 kW. Den förra gränsen har valts i enlighet med definitionen för småskaligt i ellagen 4 kap 10 § och den senare har valts av flera olika skäl. Utredningen har bedömt det som en gräns utifrån vad som skulle kunna betraktas som produktionsanläggningar huvudsakligen för husbehov. Ur elnätssynpunkt bedöms den storleken på nätanslutning sällan ge upphov till några större investeringar. Vid 50 kW går också en gräns för skatteplikt, enligt energiskattelagen (1994:1776) 11 kap 2 § där det sägs att: elektrisk kraft inte är skattepliktig om den till lägre effekt än 50 kilowatt utan ersättning levererats av en producent eller en leverantör till en förbrukare som inte står i intressegemenskap med producenten eller leverantören.
När det gäller bedömningen av anläggningars framtida utveckling har utredningen sammanställt redan gjorda prognoser och potentialbedömningar och i detta fall har utredningen inte gjort en strikt uppdelning mellan småskaligt och storskaligt. Här är det antalet tillkommande kilowattimmar förnybar el som är det viktiga.
2.4 Kartläggning av produktionsanläggningar för förnybar el
Under 2006 var den totala elproduktionen (preliminära siffror) i Sverige 140,3 TWh (Tabell 2.1). Förbrukningen var samma år 146,4 TWh.
63
Förnybar elproduktion i Sverige SOU 2008:13
Tabell 2.1 Total elproduktion i Sverige
Tillförsel TWh 2006
Vattenkraft 61,2
Vindkraft 1,0
Kärnkraft 65,0
Övrig värmekraft
13,2
varav biobränslebaserad elproduktion i fjärrvärmesystem
Ca 3,4
TPF
2
FPT
varav biobränslebaserad elproduktion i industriella kraftvärmesystem
Ca 4,5
Elproduktion totalt
140,3
Källa: Elåret 2006, Svensk Energi
Utredningen har haft tillgång till Energimyndighetens register över anläggningar som godkänts för elcertifikat. I elcertifikatsregistret finns alla anläggningar som tilldelas elcertifikat. Certifikatberättigade produktionsanläggningar är vindkraft, solel, vågenergi, geotermisk energi och biobränslebaserade kraftvärmeanläggningar. Därutöver är vissa vattenkraftanläggningar berättigade: Anläggningar på 1,5 MW eller mindre som var i drift före maj 2003, anläggningar som tagits ur drift före 1 juli 2001 och som därefter tagits i drift efter utgången av 2002, eller en anläggning som tagits i drift första gången efter utgången av 2002. Det finns certifikatsberättigade anläggningar som inte ansökt om certifikat och dessa saknas i kartläggningen. Totalt sett torde ändå de flesta småskaliga förnybara elproduktionsanläggningarna i Sverige finnas med i registret. De som saknas bedöms vara anläggningar med mycket låg elproduktion eller som inte producerat någonting alls under år 2006. Som nämns i kapitel 4.6 så innebär dagens lagstiftning att elproduktionen måste timmätas för att elcertifikat ska erhållas, och med dagens kostnad bara för timmätning så är det knappast lönsamt att anmäla en anläggning till elcertifikatsregistret om den är i storleksordningen ett par kilowatt. SERO uppskattar att det 2006 fanns 400
TPF
3
FPT
småskaliga produktionsanlägg-
ningar som inte är anslutna till elcertifikatssystemet på grund av för höga mätnings- och rapporteringskostnader. Det finns t.ex. mer än tio gånger så många solcellsanläggningar i samma storleksklass som
TP
2
PT
Eftersom allokeringen av bränsle på el- och värmeproduktion varierar beroende på styr-
medel och skatter är dessa cirkauppgifter uppskattade.
TP
3
PT
Villkor för försäljning av el från nätanslutna solcellsanläggningar- nuläge och förbättring-
förslag (06:48), 2006. Elforsk.
64
SOU 2008:13 Förnybar elproduktion i Sverige
de solcellsanläggningar som har elcertifikat
TPF
4
FPT
. År 2006 fanns det, enligt Energimyndighetens elcertifikatsregister från början av år 2007, 1 916 anläggningar som erhöll elcertifikat (tabell 2.2). Några av anläggningarna består av flera enheter. Det gäller t.ex. vindkraftsparker. Antalet enheter var 2 288. Av anläggningarna var 1 847 mindre eller lika med 1,5 MW och 229 var mindre än eller lika med 50 kW.
Tabell 2.2 Antal anläggningar i Energimyndighetens elcertifikatssystem, januari 2007
Antal anl i cert.systemet
Antal enh i cert.systemet
Antal småsk.
<1,5 MW
Antal riktigt små <50 kW
Vattenkraft 1 067
1 265
1 122
209
Vindkraft 716 868 695 17
Bioel 130 152 27 0
Solel 3 3 3 3
Summa
1 916
2 288
1 847
229
Det fanns under 2006 inga anläggningar som producerade el med hjälp av geotermi eller vågkraft.
Anläggningarna som finns i elcertifikatssystemet finns företrädesvis i södra och mellersta delen av landet, vilket tabellerna 3 och 4 visar. Angiven årsproduktion är beräknade siffror som ägaren uppgett vid ansökandet om elcertifikat. Observera att dessa siffror inte stämmer med det antal elcertifikat som utfärdades under 2006 vilket var 12 156 940 (se vidare under 2.5.2 Elcertifikat). Anledningen till skillnaden är troligtvis att anläggningsägare till kraftvärmeverk angett hela sin elproduktion, även den som inte är baserad på förnybara bränslen.
TP
4
PT
Muntlig uppgift från Elforsk. Se exempel på solcellsanläggningar på www.elforsk.se/solenergi.
65
Förnybar elproduktion i Sverige SOU 2008:13
Tabell 2.3 Av elproducent vid ansökan om att få anläggning godkänd för elcertifikat angiven årsproduktion uppdelat per län.
Län
Biobränsle,
MWh
Sol,
MWh
Vatten, MWh
Vind, MWh
Totalt, MWh
Norrbotten
605 200
33 870
57 486
696 556
Västerbotten
344 500
68 000
10 372
422 872
Jämtland
166 000
41 540 260 079
467 619
Västernorrland 1 240 500
96 280
19 000 1 355 780
Gävleborg
1 128 001
208 702
5 542 1 342 245
Dalarna
208 000
184 590
35 100
427 690
Uppsala
455 000
10 940
500
466 440
Värmland
830 000
148 870
4 460
983 330
Västmanland
713 800 23 113 765
50
827 638
Stockholm
1913 900
1 160
2 280 1 917 340
Örebro
422 660
184 734
9 960
617 354
Södermanland
281 100
42 070
323 170
Västra Götaland 446 990
286 276 198 983
932 249
Östergötland
960 000
114 233
80 984 1 155 217
Jönköping
173 000
89 058
4 100
266 158
Gotland
25 000
32 208 305
233 337
Kalmar
977 000
61 370
88 321 1 126 691
Halland
400 700
78 503 100 394
579 597
Kronoberg
163 200
80 217
1 030
244 447
Blekinge
155 000
42 147
39 650
236 797
Skåne
706 150 40 59 754 314 973 1 080 917
Totalt 12 315 701 63 1 946111 1 441 569 15 703 444
Om man delar upp Sverige i tre regioner, norra (Norrbotten, Västerbotten, Jämtland, Västernorrland), mellersta (Gävleborg, Dalarna, Uppsala, Värmland, Västmanland, Stockholm, Örebro, Södermanland) och södra Sverige (Västra Götaland, Östergötland, Jönköping, Gotland, Kalmar, Halland, Kronoberg, Blekinge, Skåne) fördelas den angivna elproduktionen enligt följande tabell.
66
SOU 2008:13 Förnybar elproduktion i Sverige
Tabell 2.4 Av elproducent vid ansökan om att få anläggning godkänd för elcertifikat angiven årsproduktion med Sverige uppdelat i tre regioner.
Biobränsle Sol Vatten Vind Totalt
Norra Sverige 2 356 200 0 239 690 346 937 2 942 827
Mellersta Sverige 5 952 461 23 894 831 57 892 6 905 207
Södra Sverige 4 007 040 40 811 590 1 036 740 5 855 410
Totalt 12 315 701 63 1 946 111 1 441 569 15 703 444
2.5 Ekonomiska förutsättningar för ny elproduktion
Utbyggnaden av anläggningar för förnybar elproduktion är, vid sidan av acceptansproblem och tillståndsgivning, främst beroende av vilka ekonomiska förutsättningar anläggningarna får. På utgiftssidan ligger kostnader för inköp av själva kraftverket, material, tillstånd av olika slag, mark, byggnation av väg etcetera. Kostnader för att ansluta anläggningen till elnätet kan vara en betydande del av den totala kostnaden och den årliga tariffen som en anläggning ska betala för nättjänsten kan också vara en stor den av de totala driftskostnaderna.
Kostnaden för att producera el har uppskattats i Elforsks rapport El från nya anläggningar
TPF
5
FPT
. Uppskattningarna har gjorts enligt annuitetsmetoden med sex procent real kalkylränta och 20 års avskrivningstid. För vattenkraft har dock valts en avskrivningstid på 40 år.
TP
5
PT
El från nya anläggningar (07:50), 2007. Elforsk.
67
Förnybar elproduktion i Sverige SOU 2008:13
Tabell 2.5 Elproduktionskostnad för några förnybara elproduktionstekniker
Biokraft-
värme 80 MW
Biokraft-
värme 10 MW
Vindkraft,
land 4,25 MW
Vindkraft,
land 40 MW
Vindkraft,
hav 150 MW
Vindkraft,
hav 750 MW
Vatten-
kraft
90 MW
Kapitalkostnad 6 % ränta
42,5 72,2 45,5 38,3 63,5 68,8 21,8
Kapitalkostnad 12 % ränta
65,3 112,3 69,9 58,9 97,5 105,6 39,7
Drift- och underhållskostnad
13,7 20,6 9,0 9,0 10,0 14,0 3,3
Bränsle 49,1 63,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Värmekreditering -39,2 -55,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Skatter 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 3,5 Elproduktionskostnad 6 %
66,1 101,5 54,5 47,3 73,5 82,8 28,5
Elproduktionskostnad 12 %
88,9 140,7 78,9 67,9 107,5 119,6 46,5
Drift- och underhållskostnader har uppskattats enligt följande i rapporten: ”De ”bränsleneutrala” vind- och vattenkraftanläggningarna har i modellen åsatts rörliga respektive fasta drift- och underhållskostnader uttryckt i kr/MWh bränsle respektive i procent av investeringen. Här ska noteras att de i vindkraftens rörliga kostnader vanligen ingående kostnaderna knutna till effektabonnemang och energiavgift för elöverföringen, beroende bland annat på den lokala stamnätsavgiften, har exkluderats för att likställa vindkraft med övriga kraftslag. De har satts till 4 öre/kWh för den större landbaserade parken och 6 öre/kWh för de båda havsbaserade anläggningarna. Den mindre landbaserade (dvs. anläggningen på 4,25 MW) belastas inte med dessa kostnader enligt 4 kap 10 § ellagen som anger att kraftverk/aggregat med en effekt på mindre än 1 500 kW endast betalar avgift för mätning, beräkning och rapportering på nätkoncessionshavarens nät och inte kostnader för drift och underhåll av elnätet.” Anslutning till elnätet har uppskattats till en genomsnittlig kostnad på 2 500 kr/kW för havsbaserad vindkraft, 1 000 kr/kW för landbaserad vindkraft och 500 kr/kW för övriga kraftslag. Trots att den större havsbaserade vindkraftanläggningen förutsätts producera mer el per effektenhet än den mindre anläggningen, beräknas den totala elproduktionskostnaden bli högre för den stora anläggningen. Detta beror på att den stora anläggningen förutsätts uppföras längre ut från kusten, med högre kostnad för såväl investering som
68
SOU 2008:13 Förnybar elproduktion i Sverige
drift och underhåll. Elproduktionskostnaden för vattenkraft varierar mycket beroende på skaleffekter. SERO har bedömt elproduktionskostnaden för en genomsnittlig småskalig vattenkraftanläggning
TPF
6
FPT
(250 kW) till 79 öre per kWh, med en kalkylränta på 6 %. Kostnaderna fördelas på kapitalkostnader 51 öre, drift och tillsyn 12 öre, normalt underhåll 4 öre, avsättning till fördjupat underhåll och reparationer 5 öre, försäkring och administration 3 öre samt fastighetsskatt 4 öre per kWh.
På intäktssidan finns elpriset samt elcertifikat som många förnybara produktionsanläggningar kan få. Det finns även olika stöd som vissa anläggningar erhåller eller har fått tidigare.
2.5.1 Elpris
Spotmarknadens systempris
TPF
7
FPT
(det nordiska pris som skulle ha gällt
om det inte fanns några kapacitetsbegränsningar i det nordiska överföringsnätet) sjönk under de första åren efter 1996. Det genomsnittliga systempriset var som lägst år 2000 (108 kr per MWh). Under perioden efter år 2000 steg systempriset för att nå det hittills högsta årsmedelpriset på 445 kr per MWh under torråret 2006. Trots att den relativt billiga nordiska vattenkraftsproduktionen ökade med drygt 35 TWh mellan åren 2004 och 2005 var systempriset 2005 (272 kr per MWh) högre än priset 2004 (264 kr per MWh). Det finns dock fundamentala faktorer som förklarar denna prisutveckling. Den främsta orsaken är handeln med utsläppsrätter som introducerades 2005. Detta i kombination med historiskt sett höga priser på fossila insatsbränslen har påverkat prisnivån kraftigt. Vidare lades Barsebäcks andra reaktor ned i maj 2005 (orsakade en minskad årsproduktion om cirka 2 TWh det året att jämföra med ökad vattenkraftproduktion om 35 TWh).
TP
6
PT
PM Småskalig vattenkraft Produktionskostnader, 2008. SERO.
TP
7
PT
I detta avsnitt hämtas uppgifterna (förutom figur 2.1) från Prisbildning och konkurrens på
elmarknaden (ER 2006:13) Energimyndigheten (Energimarknadsinspektionen).
69
Förnybar elproduktion i Sverige SOU 2008:13
Figur 2.1 Årsgenomsnitt av spotmarknadens systempris i prisområde Sverige. 2007 års medelvärde är beräknat t.o.m. november.
Källa: www.nordpool.com.
0 100 200 300 400 500
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
År
kr /M Wh
Det finns, enligt Energimarknadsinspektionen, ingen orsak till att under de närmaste åren förvänta sig en långsiktig återgång till de prisnivåer som rådde fram till sekelskiftet. Även om det skulle bli ett snabbt fall i bränslepriserna kvarstår utsläppshandelns effekter på elpriset. Till detta kommer också effekterna av den minskade reservkapaciteten i såväl Norden som på kontinenten. Omfattande utbyggnader av ny produktionskapacitet kan förbättra situationen men det är samtidigt långa ledtider för tillkomsten av nya produktionsanläggningar.
2.5.2 Elcertifikat
I riksdagens beslut i juni år 2002 om energipolitikens inriktning under de närmaste åren ingick bl.a. ett mål för att öka den årliga användningen av el som produceras med hjälp av förnybara energikällor. I målet angavs att produktionen av förnybar el ska öka med 10 TWh från 2002 års nivå fram till år 2010
TPF
8
FPT
. Det kan jämföras med 1997 års energipolitiska stödprogram som innebar en ökning av produktionen med 1,5 TWh på fem år. För att kunna uppfylla målet beslutade riksdagen 2003
TPF
9
FPT
att införa ett system för handel med elcertifikat.
Systemet startade den 1 maj år 2003. Målet med elcertifikatssystemet är att främja och skapa ett stabilt regelsystem för dem som producerar el med sol, vind, vatten och biobränsle (förnybar el). Den
TP
8
PT
TP
9
PT
70
SOU 2008:13 Förnybar elproduktion i Sverige
som producerar en MWh förnybar el tilldelas av staten ett elcertifikat som visar att elen producerats av förnybara energikällor. För att skapa efterfrågan på elcertifikat åläggs elleverantörer och elanvändare en skyldighet att varje kalenderår förvärva ett antal elcertifikat i förhållande till sin elförbrukning under kalenderåret. Denna skyldighet benämns kvotplikt. Elintensiv industri är undantagen från kvotplikt. För att skapa en växande marknad för elcertifikaten ökar kvotplikten årligen fram till år 2010.
Målet är att den förnybara elproduktionen ska öka med 17 TWh till år 2016 jämfört med 2002 års nivå. Det betyder att produktionen av certifikatberättigad elproduktion ska öka från 6,4 TWh till 23,4 TWh, vilket motsvarar ungefär 12 procent av den totala elförbrukningen i Sverige. År 2006 producerades i Sverige cirka 70 TWh förnybar el, att jämföra med den totala elproduktionen på 140 TWh. Befintlig storskalig vattenkraft, som inte var elcertifikatsberättigad, stod för huvuddelen av den förnybara andelen. Antalet utfärdade elcertifikat under 2006 visas i figur 2.2.
Figur 2.2 Antal utfärdade elcertifikat under 2006
Källa: Cesar
20
988340
2018662
9149918
0
1000000 2000000 3000000 4000000 5000000 6000000 7000000 8000000 9000000 10000000
Vatten
Vind
Bio
Övrigt
En utbyggnad av den förnybara elproduktionen är beroende av att marknadens aktörer får långsiktiga och stabila ekonomiska förutsättningar. Riksdagen har beslutat om att elcertifikatssystemet ska drivas fram till år 2030. Systemet kan alltså sägas vara långsiktigt, men vad som kommer att hända med prisnivån på elcertifikat är inte helt
71
Förnybar elproduktion i Sverige SOU 2008:13
förutsägbart. Nivån har, sedan elcertifikatssystemets införande varierat beroende på utbud och efterfrågan samt elpris.
Figur 2.3 Elcertifikatspris och elpris, samt det sammanlagda priset, kr/MWh. Streckad linje är terminspriser.
Källa: www.nordpool.com
0,00 100,00 200,00 300,00 400,00 500,00 600,00 700,00 800,00 900,00
jan-03
jan-04
jan-05
jan-06
jan-07
jan-08
jan-09
jan-10
Elpris utfall Elcert Totalpris utfall
Figuren visar utfallet av elcertifikatpriset och elpriset på Spotmarknaden (Stosek) från 2003 till och med oktober 2007. Priserna framåt är terminspriser.
Det finns för närvarande ett förhållandevis stort överskott av elcertifikat på marknaden
TPF
10
FPT
. Vid årsskiftet 2005/2006 uppgick det till mer än halva den mängd elcertifikat som fordras för att täcka 2006 års kvotplikt. Den nedgång i prisnivån som skedde under det första halvåret av 2006 måste i det perspektivet betraktas som måttlig. Den framtida utvecklingen är till stor del beroende av i vilken mån utbyggnadsplanerna för större kraftprojekt realiseras. Förutom förväntningar om utbudets utveckling bedöms elpriset inverka på elcertifikatpriset så till vida att högre elpriser innebär lägre elcertifikatpriser. Ett högre elpris innebär att en producent kan sälja sina elcertifikat till ett lägre pris och ändå få en lika stor totalintäkt. 17 TWh är ett mål och systemet innebär att bara de mest kostnadseffektiva anläggningarna byggs.
TP
10
PT
I detta avsnitt hämtas uppgifterna från Elcertifikatsystemet 2006 (ET 2006:48). Energimyndigheten.
72
SOU 2008:13 Förnybar elproduktion i Sverige
2.5.3 Stödsystem
Miljöbonus är ett stöd till vindkraft som innebär en minskning av energiskatten vid produktion av vindkraft. Den som yrkesmässigt levererar el som framställts i ett svenskt vindkraftverk och är skyldig att betala skatt för elleverans till slutkund får göra ett skatteavdrag, en så kallad miljöbonus
TPF
11
FPT
. Miljöbonusen infördes 1994 på nivån 9 öre per kWh och var åren som följde lika med energiskatten i södra Sverige (t.ex. år 2000 var den 16,2 öre per kWh) fram till 2004 då den började trappas av. Enligt planen ska den avvecklas år 2009. År 2008 är den 2 öre/kWh för landbaserad och 13 öre/kWh för havsbaserad vindkraft och för år 2009 är den noll för landsbaserad och 12 öre/kWh för havsbaserad enligt tidigare lagt förslag. Nivåerna hanteras dock årligen i budgetpropositionen. Mellan åren 2000 och 2003 fanns den s.k. 9-öringen, ett temporärt driftstöd på 9 öre per kWh för elproduktionsanläggningar med en effekt om högst 1 500 kW. Syftet var att sänka kostnaden för vindkraftsproducerad el och att förbättra ekonomin för småskaliga elproducenter. Därefter infördes elcertifikatssystemet. Många befintliga elproduktionsanläggningar har tidigare erhållit investeringsstöd av olika slag vilket påverkar totalekonomin för anläggningarna. Under olika perioder på 1990-talet kunde vindkraft, småskalig vattenkraft och biobränslebaserade kraftvärmeanläggningar erhålla investeringsstöd från Energimyndigheten. Under 1990-talet genomfördes också lokala investeringsprogram (LIP), vilket under 2000-talet ersattes av klimatinvesteringsprogram (KLIMP) där investeringar i förnybar elproduktion har kunnat stödjas. Det här innebär att det finns många befintliga produktionsanläggningar som fått ett investeringsstöd och som därför fått bättre ekonomiska förutsättningar från början än de anläggningar som byggts helt med eget kapital.
2.6 Bedömning av den framtida utvecklingen
Det finns en mängd potentialbedömningar och prognoser gjorda genom årens lopp, vilka visar på skiftande resultat beroende på vad man velat visa med studien. Potentialbedömningarna kan variera mycket beroende på om man diskuterar teknisk, fysisk, ekonomisk
TP
11
PT
Avdragsrätten upphör när den sammanlagda elproduktionen i vindkraftverket uppgår till 20 000 kWh per installerad kW enligt elgeneratorns märkeffekt.
73
Förnybar elproduktion i Sverige SOU 2008:13
eller praktisk potential. Hur många förnybara elproduktionsanläggningar som kommer att byggas beror på elpriser och ekonomiska förutsättningar i övrigt samt hur olika hinder kan överkommas. Hindren kan vara svårigheter att få tillstånd av olika slag, acceptans och problem med att ansluta anläggningarna till ett befintligt kraftnät.
I ”Energimyndighetens långsiktsprognos”
TPF
12
FPT
, som är en bedömning
av vad som kommer in i systemet under nuvarande
TPF
13
FPT
elcertifikats-
period och med nuvarande kvoter fram till år 2025 (gäller både stor- och småskalig kraft), görs bedömningen att det år 2025 kommer att produceras 68 TWh vattenkraft, 7 TWh vindkraft och 18,9 TWh elproduktion i fjärrvärmenätet (kraftvärme). Hur bränslefördelningen kommer att se ut för kraftvärmeproduktionen beror bland annat på bränslepriserna, skatter, pris på utsläppsrätter och kvot i elcertifikatssystemet. Som insatt bränsle i kraftvärmeproduktionen är det naturgas som står för den största ökningen i kraftvärmeverken följt av trädbränsle. Det bedöms att trädbränsle kommer att användas i samma storleksordning som naturgas. Även avfall kommer att öka. Kraftvärme i industrin, så kallat industriellt mottryck, bedöms öka från 4,6 TWh år 2004 till drygt 7 TWh år 2025.
Ingen solel bedöms ha kommit in i kraftsystemet till år 2025. I ”Prognoser för utsläpp och upptag av växthusgaser”
TPF
14
FPT
har prog-
nosen för vindkraft höjts till 8,6 TWh, medan elproduktion i fjärrvärmenätet ligger kvar på samma nivå som i ovanstående prognos.
2.7 Biobränslebaserad elproduktion i fjärrvärmesystem
I rapporten ”Tid för kraftvärme”
TPF
15
FPT
menade man att fjärrvärmen har
en potential att nå 70 procent marknadsandel av värmemarknaden inom 20 till 30 år. Med nuvarande fjärrvärmeunderlag och med nuvarande naturgasnät kan elproduktionen i kraftvärmesektorn öka till cirka 20 TWh el, jämfört med ett utgångsläge på 4,7 TWh el 2002. Uppskattningen byggde på en utbyggnad av kraftvärme utanför det
TP
12
PT
Långtidsprognos 2006 – enligt det nationella systemet för klimatrapportering (ER 2007:02). Energimyndigheten.
TP
13
PT
Enligt ändringar i lag (2003:113) om elcertifikat som infördes 1 januari 2007.
TP
14
PT
Prognoser för utsläpp och upptag av växthusgaser, Delrapport 1 i Energimyndighetens och Naturvårdsverkets underlag till Kontrollstation 2008 (ER2007:27). Energimyndigheten och Naturvårdsverket.
TP
15
PT
Tid för kraftvärme. 2002. Svenska Kommunförbundet, Svenska Fjärrvärmeföreningen och Svensk Energi.
74
SOU 2008:13 Förnybar elproduktion i Sverige
befintliga naturgasnätet med andra bränslen än naturgas. Om naturgasnätet byggs ut till Mellansverige kan elproduktionen istället öka till 28 TWh, eftersom det möjliggör kraftvärmeproduktion med ett högre elutbyte på samma värmeunderlag. Till dessa siffror tillkom industrins mottrycksproduktion om cirka 4 TWh.
Fjärrvärmeutredningen analyserade
TPF
16
FPT
den svenska kraftvärme-
potentialen. Potentialen är i första hand beroende av två faktorer, reinvesteringsbehovet inom befintliga fjärrvärmenät samt den möjliga utbyggnaden av dem. Prognoser gjorda på resultat av en enkätundersökning om Svensk Fjärrvärmes medlemmars investeringsplaner visade på en ökad fjärrvärmeleverans med cirka 10 TWh värme fram till år 2010. Elproduktionen väntades därmed öka från dagens (2005) 5 TWh till 11 TWh år 2010. Svensk Fjärrvärme bedömde att fjärrvärmen har en potential att långsiktigt nå 75 procent av den svenska uppvärmningsmarknaden, vilket motsvarar leveranser om cirka 80 TWh värme jämfört med dagens (2005) cirka 47 TWh värme. Detta skulle ge i storleksordningen totalt 20 TWh el. Svensk Fjärrvärme redovisade också en potentialbedömning över hur mycket kraftvärmen skulle kunna byggas ut i de prognostiserade fjärrvärmenäten, totalt 27 TWh eller med ett större inslag av gas 41 TWh. Utredaren ansåg dock att Svensk Fjärrvärmes potentialbedömning var teknisk snarare än ekonomisk och hans bedömning var att utbyggnaden kommer att bli betydligt mer måttlig.
Elforsk hade i rapporten ”Kraftvärme i framtiden”
TPF
17
FPT
målet att göra
en realistisk bedömning av kraftvärmeutbyggnaden på 10 till 15 års sikt. Vid beräkningarna har ett elpris på 280 kr/MWh och ett utsläppsrättspris på 135 kr/ton CO2 använts. Rapporten visar på att den ekonomiskt lönsamma potentialen för elproduktionen i kraftvärmedrift i fjärrvärmesystem år 2015 är cirka 15 TWh el jämfört med dagslägets (2005) cirka 7 TWh el. Omkring 60 procent av bränslet bedömdes vara biobränslen.
Det talas mycket om biobränslebaserad kraftvärme på gårdsnivå, men ännu så länge finns det bara ett fåtal anläggningar. På lång sikt finns det möjligheter att producera el i mikrokraftvärmeanläggningar bestående av gasmotorer eller bränsleceller drivna med vätgas eller flytande bränslen. Kostnaderna för att producera el med dessa tekniker är i dag höga men om de sjunker betydligt är marknaden stor. Utredningen har inte hittat några gjorda bedömningar på hur stor andel småskalig kraftvärme som kommer att uppföras. Utredningens
TP
16
PT
Fjärrvärme och kraftvärme i framtiden (SOU 2005:33). Fjärrvärmeutredningen.
TP
17
PT
Kraftvärme i framtiden (05:37), 2005. Elforsk.
75
Förnybar elproduktion i Sverige SOU 2008:13
bedömning är att inom nuvarande elcertifikatssystem endast en marginell andel småskalig kraftvärme kommer att komma in i kraftsystemet.
2.7.1 Utredningens sammanfattande kommentarer
Kraftvärmeanläggningar i fjärrvärmesystem producerar idag (2006) cirka 7 TWh el per år, varav cirka 3,4 TWh är biobränslebaserad. Under år 2006 byggdes ett par mindre kraftvärmeverk baserade på biobränslen. Under år 2006 togs också det stora Rya Kraftvärmeverk i Göteborg i drift. Det kommer emellertid inte att vara biobränslebaserat.
Fram till år 2010 planeras enligt Svensk Fjärrvärmes enkät en utbyggnad som ger ytterligare cirka 3 TWh el från kraftvärmeverk. Av dessa är knappt 1,5 TWh producerad med naturgas och 0,3 TWh med avfall. Då återstår därmed 1,2 TWh el från biobaserad kraftvärme som bedöms komma in i kraftsystemet till år 2010.
På 20 års sikt pekar gjorda bedömningar mot en utbyggnad som leder till att kraftvärmen i fjärrvärmesystem kan stå för totalt mellan 18 och 20 TWh el. Hur mycket av detta som kommer att produceras med biobränslen är osäkert, men Elforsk bedömde i Kraftvärme i framtiden att biobränslena skulle kunna stå för i storleksordningen 60 procent år 2015.
2.8 Solel
Det finns ett fåtal solelsanläggningar i Sverige, även om husbehovsproduktionen ökar successivt. Kostnaden för att producera solel har successivt sjunkit och idag kan solceller vara ett lönsamt alternativ i speciella applikationer där elnät saknas. Däremot är kostnaderna fortfarande för höga för att en kommersiellt självbärande marknad för nätanslutna solceller ska kunna skapas.
Enligt Översyn av elcertifikatssystemet, delrapport etapp 2 antas spridningsprocessen i Sverige vara relativt långsam och ett antagande är att det kommer att dröja till år 2017 innan en volym på 100 MW kan uppnås. Vid denna tidpunkt kan dock inte marknaden betraktas som helt kommersiell utan det torde dröja ytterligare några år.
76
SOU 2008:13 Förnybar elproduktion i Sverige
Energimyndigheten
TPF
18
FPT
bedömer att det kommersiella genombrottet
kan ske cirka år 2025.
2.9 Vågkraft
Utvecklings- och utbyggnadsperioden kan ta lång tid beroende på resultaten av pågående forsknings- och demonstrationsprojekt. Uppsala Universitet bedriver ett utvecklingsprojekt, Islandsberg som har som syfte att verifiera grundtekniken. Sedan år 2005 har ett antal generatorer successivt lagts ut i havet utanför Lysekil, vilka ska utvärderas inom ramen för projektet. Vilka förutsättningar för ekonomisk konkurrenskraft som tekniken har, kan inte utredningen bedöma. En full utbyggnad på cirka 10 TWh uppskattas kunna ta 50 år
TPF
19
FPT
. Fram till år 2025 bedöms endast ett fåtal pilotanläggningar ha kommit in i kraftsystemet.
2.10 Geotermi
Även om det i Sverige finns förutsättningar att utvinna geotermisk energi, är de geologiska villkoren för geotermisk elproduktion begränsade. De bästa förutsättningarna finns i Skåne som har sedimentär berggrund och där temperaturen stiger med cirka 30 grader per kilometer in mot jordens centrum. På de flesta andra platser i Sverige där man har kristallint berg, ökar temperaturen med 7–22 grader per kilometer. Utvinning av geotermisk energi befinner sig på forskningsstadiet i Sverige. Resultaten av tidigare gjorda försök gör att inriktningen i Sverige idag ligger på att producera värme och inte el av geotermisk energi och bedömningen är att ingen elproduktion kommer att ske de närmaste 20 åren
TPF
20
FPT
.
2.11 Vattenkraft
Energimyndigheten har bedömt den ekonomiska potentialen för utbyggnad av de redan exploaterade stora älvarna till maximalt 5 TWh. För småskalig utbyggnad är potentialen cirka 1 TWh
TPF
21
FPT
. Det handlar
TP
18
PT
Forskning och utveckling inom energiområdet. Resultatredovisning 2003 (ER5:2003). Energimyndigheten.
TP
19
PT
Översyn av elcertifikatsystemet, delrapport etapp 2 (2005:09). Energimyndigheten.
TP
20
PT
Översyn av elcertifikatsystemet, delrapport etapp 2 (2005:09). Energimyndigheten.
TP
21
PT
Översyn av elcertifikatsystemet, delrapport etapp 2 (2005:09). Energimyndigheten.
77
Förnybar elproduktion i Sverige SOU 2008:13
framför allt om nedlagda kraftverk och kraftverk vid befintliga dammar som ej nyttjats till kraftändamål. Ekonomisk potential för effektiviseringar i den befintliga storskaliga vattenkraften är inte utredd men den tekniska potentialen är 3 TWh.
När det gäller vattenkraften finns svårigheter att få acceptans för planerade projekt och tillståndsprocessen kan bli svår och lång, med en stor osäkerhet som följd om projektet kan genomföras eller inte. Möjligen avskräcker detta många marknadsaktörer att satsa på vattenkraftsprojekt. Det är möjligt att certifikatsystemet ger ökad drivkraft för att projektera vattenkraft. Det kan yttra sig i att reinvesteringarna i befintliga anläggningar blir mer omfattande samt att gamla nedlagda kraftverk tas i drift igen. Med detta som bakgrund bedömer Energimyndigheten att vattenkraften kan öka med 0,75 TWh till år 2015. SERO bedömer potentialen
TPF
22
FPT
för småskalig
vattenkraft till 1,8 TWh, varav tidigare nedlagda anläggningar bedöms kunna producera 0,8 TWh, modernisering och effektivisering av befintliga anläggningar 0,2 TWh, små anläggningar i stora vattendrag 0,5 TWh och små anläggningar i mindre vattendrag 0,3 TWh.
2.12 Vindkraft
Energimyndigheten bedömde vindkraftsproduktionen år 2015 till 6,9 TWh
TPF
23
FPT
. Prognosen utgår från dagens elcertifikatssystem och man bedömer därför att ingen tillkommande produktion från vindkraft kommer att ske mellan åren 2015 och 2025. Bedömningen reviderades i Prognoser för utsläpp och upptag av växthusgaser
TPF
24
FPT
till
8,6 TWh år 2025.
Energimyndigheten gör, fyra gånger årligen, en översiktlig kartläggning över vindkraftsprojekt där byggnation eller tillståndsprocess pågår. Det är enbart anläggningar över 25 MW som sammanställs i listan. Kartläggningen från april 2007 visar att aktuella projekt numera fördelas över hela landet och att en stor del förläggs till norra Sverige. Trenden är landbaserat i norr och havsbaserat i söder. Totalt antal planerade kraftverk är mellan 1 127 och 1 539 stycken och beräknad elproduktion från anläggningarna ligger mellan 17 och 23 TWh.
TP
22
PT
PM Småskalig vattenkraft i Sverige, en bedömning av potentialen, 2008. SERO.
TP
23
PT
Långsiktsprognos (ER2007:02). Energimyndigheten.
TP
24
PT
Prognoser för utsläpp och upptag av växthusgaser, Delrapport 1 i Energimyndighetens och Naturvårdsverkets underlag till Kontrollstation 2008 (ER2007:27). Energimyndigheten och Naturvårdsverket.
78
SOU 2008:13 Förnybar elproduktion i Sverige
Under hösten 2007 utarbetade Energimyndigheten ett nytt förslag på planeringsmål för vindkraften i Sverige
TPF
25
FPT
. Planeringsmålet syftar till att ge signaler till hur mycket vindkraft som ska kunna hanteras i den fysiska planeringen. Energimyndigheten föreslår ett planeringsmål på 30 TWh år 2020, varav 20 TWh på land och 10 TWh till havs. Det kan jämföras med nuvarande planeringsmål på 10 TWh år 2015 som beslutades år 2002.
Figur 2.4 Planerade vindkraftsanläggningar (2007-04-11),
Källa: Energimyndigheten
TP
25
PT
Nytt planeringsmål för vindkraften år 2020 (ER 2007:45). Energimyndigheten.
79
Förnybar elproduktion i Sverige SOU 2008:13
Svensk Vindkraft, ett samarbete mellan intresseföreningarna Vindkraftens investerare och projektörer (VIP) och Vindkraftsleverantörerna i Sverige (ViS) har sammanställt planerade vindkraftsanläggningar över 25 MW till år 2010 (tabell 2.5). Den tillkommande årliga elproduktionen från vindkraftsanläggningarna beräknas till knappt 2,5 TWh.
Tabell 2.5 Planerade vindkraftsanläggningar över 25 MW till år 2010.
Projekt Läge Projektägare Antal
Inst effekt,
MW
Ber. årsprod
GWh
Driftstart
Lillgrund Malmö Vattenfall 48 110 330 2007
Bondön Piteå
NordanVind/ GlobalGreenEnergy
14 35 80 2008
Storrun Krokom Dong Energy 12 30 80 2008
Uuljaboda Arjeplog Skellefteå Kraft 12 36 100 2008
Gässlingegrund Vänern Lokalt konsortium 10 30 75 2009
Bliekevare Dorotea Vindkompaniet 20 60 200 2009
Skottarevet Falkenberg Favonius 30 135 500 2009
Hedbodberget Rättvik Vindkompaniet 15 45 150 2009
Kristianstad
15 30 70 2009
Övertorneå
15 45 125 2009
Lidköping
10 25 60 2009
Lerum
9 27 65 2009
Havsnäs Strömsund RES Skandinavien 48 96 235 2010
Gabrielsberget Nordmaling Svevind
40 120 250 2010
Sjisjka Gällivare Vindkompaniet 30 90 250 2010
Glötesvålen Härjedalen Vindkompaniet 30 90 300 2010
Mora
11 33 75 2010
Totalt
369 1039 2945
Källa: Svensk Vindkraft
Även här i det kortare perspektivet är det i främst norra Sverige som större landförlagda anläggningar planeras.
Utöver anläggningarna i sammanställningarna ovan, finns det vetskap om flera planer på storskaliga anläggningar som ännu inte nått fram till tillståndsprocess. Det finns även en stor mängd vindkraftsprojekt mindre än 25 MW i olika stadier fördelade över hela
80
SOU 2008:13 Förnybar elproduktion i Sverige
Sverige. Västgötaslätten och Öland kan nämnas som exempel på områden där det planeras många anläggningar mindre än 25 MW. Det har kommit till utredningens kännedom om enskilda nätföretag som har förfrågningar om vindkraftsprojekt på totalt tusentals megawatt. Utredningen ser dock inte att det är möjligt att bedöma vilka av all dessa förslag som kommer att komma längre än till förslagsstadiet.
81
3 Internationell jämförelse
Detta kapitel innehåller en jämförelse mellan Sverige, Spanien, Portugal, Tyskland och Storbritannien inom områden som är relevanta för Sverige. Spanien, Portugal, Tyskland och Storbritannien kallas fortsättningsvis för de fyra analyserade länderna.
Varje avsnitt inleds med en tabell där situationen i Sverige och de fyra analyserade länderna jämförs. Sedan följer en kort analys av skillnaderna och likheterna mellan de olika länderna.
3.1 Generella system för främjande av förnybar energi
Detta avsnitt fokuserar på vindkraft och solceller eftersom dessa energikällor har ökat anmärkningsvärt i de fyra analyserade länderna. För detaljerna angående andra typer av förnybar energi se bilaga 4.
83
Internationell jämförelse SOU 2008:13
Tabell 3.1 Jämförelse av stödsystem för förnybar energi och deras påverkan på vind- och solkraftens utveckling
Sverige Spanien Portugal Tyskland Storbritannien Stödsystem Elcertifikat Feed-In tariff & marknadsbaserat alternativ (marknadspris +premium)
Feed-In tariff Feed-In tariff (olika Feed-In tariffer för olika sorts förnybara energikällor)
Renewables Obligation Certificates (ROC)
Total ersättningsnivå för vindkraft 2006 [€/MWh]
=69,12
TPF
1
FPT
Certifikat=21 Elpris=48,12
Feed-In tariff: 77,73 marknadsbaserat alternativ: 91,01 (premium 31 plus elpris 48 plus marknadsincitament 7 plus andra delar)
92,8
(landbaserad) 83,6 första 5 åren, efter det 52,8
= ~124-130
TPF
2
FPT
ROCs 59-65 (buy-out: 47,9) plus ~65 för energi
Total installerad effekt i slutet av 2006 [MW]
33 819
82 336
13 607 111 000
83 045
Total installerad effekt vindkraft i slutet av 2006 [MW]
572
11 615
1 716
20 622
1 958
Effekt vindkraft som tillkom under 2006 [MW]
80
1 587
692
2 195
616
Total ersättningsnivå för solceller i 2006 [€/MWh]
=69,12
TPF
3
FPT
Feed-In tariff: P<100kW:440 P>100kW:230
Feed-In tariff: P<5kW:447 P>5kW:316
Feed-In tariff: P<30kW:518-568 30kW<P<100kW: 493-543 P>100kW: 487-537
= ~124-130
Installerad effekt solel [MW] end. 2006
4,8 118 2,3 2 863 9,9
Solceller som tillkom under 2006 [MW]
0,6 60 0 953 1
TP
1
PT
Dessutom betalades en miljöbonus på 7 €/MWh till landbaserade vindkraftsproducenter
som installerat anläggningarna innan elcertifikatssystemet infördes i maj 2003. Detta ger en genomsnittlig totalersättning på 76 €/MWh. Det miljöbonusbaserade systemet avvecklas gradvis och kommer att tas bort helt fr.o.m. 2010. På grundval av Nord Pools information används en växelkurs på 9,2556 SEK/€.
TP
2
PT
Växelkurs 1 £ = 1,4 Euro
TP
3
PT
Denna betalning erhålls när produktionen säljs till elnätet vilket enbart berör ett fåtal in-
stallationer (mindre än 5). Solcellsel används huvudsakligen i Sverige till att minska konsumtionen och inte till försäljning eftersom konsumtionskostnaden vanligtvis är signifikant högre än försäljningspriset beroende på nättariffer, skatter och avgifter. När den egna konsumtionen reduceras av egen konsumtion är värdet på den egna konsumtionen cirka 110 €/MWh för hushållskunder.
84
SOU 2008:13 Internationell jämförelse
När man jämför olika stödsystem för förnybar elproduktion är det viktigt att ta hänsyn till att varje land har specifika nationella villkor som kan vara mycket varierande. Detta betyder att det kan behövas olika stödsystem för att uppnå samma nivå på elproduktionen. Exempelvis är de genomsnittliga vindförhållandena i Tyskland relativt dåliga. Under 2006 producerade varje installerad megawatt vindkraft 1 560 MWh. Samma år var motsvarade genomsnittliga värde 2 160 MWh i Spanien, 1 850 MWh i Sverige och 2 780 MWh i Storbritannien.
De siffror som presenteras i Tabell 3.1 för den totala ersättningsnivån under 2006 för Sverige, Storbritannien och Spanien (marknadsbaserat alternativ), är ovanligt höga. Detta beror på att elmarknadspriserna var mycket höga detta år. Detta ska beaktas när man jämför ersättningsnivåer i de olika länderna.
Tabell 3.1 visar att under 2006 fick vindkraftsproducenter i Storbritannien de högsta ersättningarna medan vindkraftsproducenter i Sverige fick de lägsta. Vindkraftsproducenter i Tyskland som har producerat el under fler än fem år fick dock lägre ersättningar än de i Sverige. Angående elproduktion från solceller är det uppenbart att systemen med feed-in tariffer i Tyskland, Portugal och Spanien leder till mycket högre incitament än certifikatsystemen i Sverige och Storbritannien. Bland de analyserade länderna är Tyskland det land som har högst ersättning och även störst installerad kapacitet.
Tabell 3.1 visar även att stödsystemen i Tyskland, Spanien och Portugal är baserade på feed-in tariffer vilka definieras för olika sorter av förnybar energi. Detta är en stor skillnad jämfört med det elcertifikatssystem som används t.ex. i Sverige och som har ett enda pris för alla förnybara energikällor. I fråga om systemen för feed-in tariffer så är det viktigaste att de under en bestämd tidsperiod säkerställer en viss inkomst. Elcertifikatssystemet är ett mer osäkert ekonomiskt stöd eftersom priset kan variera kraftigt över tiden. Stödsystemets stabilitet är den avgörande orsaken till att det fortfarande finns en stark utveckling i den tyska vindkraftsbranschen även om ersättningsnivån inte kan betraktas som hög.
Ett intressant exempel på hur ett system med feed-in tariffer och ett marknadsbaserat stödsystem kan kombineras finns i Spanien. Där kan elproducenter som använder förnybara energikällor välja mellan två stödsystem. Inkomsten från det s.k. marknadsbaserade alternativet kan vara avsevärt högre än den från feed-in tariffer, fast den kan också vara lägre. Denna risk har dock minimerats genom att införa ett golv. Samtidigt infördes i Spanien ett tak för att be-
85
Internationell jämförelse SOU 2008:13
gränsa det statliga stödet till förnybar energi. Även Tyskland och Portugal har etablerat olika kriterier för att begränsa det statliga stödet till vindkraft. I Tyskland har en modell för referensproduktion definierats för varje lokalisering. Efter fem år jämförs varje anläggning med modellen för referensproduktion och om produktionen har nått 150 procent av referensproduktionen minskas ersättningen med 30 procent. I Portugal betalas mindre till vindkraftverk som har en årsproduktion som överstiger 2 000 MWh per installerad MW. Vindkraftverk som producerar mer än 2 600 MWh per år och installerad MW betalas exempelvis 10 procent mindre än vindkraftverk som producerar mindre än 2 000 MWh.
Sammanfattningsvis kan sägas att de länder som har visat den snabbaste utvecklingen inom vindkraftsbranschen, dvs. Tyskland och Spanien, använder stödsystem med fasta feed-in tariffer. Feedin tariffer ger ett stabilt investeringsperspektiv eftersom de ger fasta elpriser över en bestämd tidsperiod. Därför kan det konstateras att regelverket gällande ersättningssystemet är den viktigaste drivkraften för utvecklingen av förnybar energi. Det finns dock andra faktorer som är relevanta för vindkraftsutvecklingen, som t.ex. tillståndsförfarande och anslutningsprocesser. När man jämför de fyra analyserade länderna med Sverige, har vindkraftsproducenter i Sverige den lägsta ersättningsnivån. Detta betyder att alla andra parametrar, som t.ex. kostnaden för anslutning, nätförstärkning och nättariffer är viktigare än i de övriga analyserade länderna. Det måste dock noteras att i Sverige har systemet med elcertifikat lett till en signifikant ökning av biobränslebaserad elproduktion. Biobränslen är dock inte inkluderade i jämförelsen.
86
SOU 2008:13 Internationell jämförelse
3.2 Nätanslutningsprocessen
Tabell 3.2 Jämförelse av nätanslutningsprocesser för elproducenter som använder förnybara energikällor
Sverige Spanien Portugal Tyskland Storbritannien
Processbeskrivning
Detaljerad process för anslutning till transmissionsnätet, dock inte väl beskriven för anslutning till regionala/ lokala nät
Detaljerad process
Detaljerad process
Processen är inte tydligt preciserat inom lagstiftningen, det finns dock laglig rättighet för förnybar energi till anslutning
Detaljerad process för transmission och distribution Anslutning definieras av National Grid, godkänd av tillsynsmyndighet
Deadlines Definierade deadlines för anslutning till transmissionsnätet, dock inte till andra nät.
Definierade deadlines
Definierade deadlines
Dröjsmål kan medföra klagomål till tillsynsmyndighet
Max. 3 månader tidsfrist för att behandla ansökan
Avgifter Inga för transmissionsnätet. För andra nät, beroende på nätägare.
Ja, både för anslutning till transmissions- och till distributionsnätet. 500 €/kW för solenergi
TPF
4
FPT
och
20 €/kW för andra förnybara energier.
Ja, både för anslutning till transmissions- och till distributionsnätet. 400 €/MW för studie över tillgänglig kapacitet och 500 €/kW för tilldelningen av anslutningspunkt
Nej Ja (beroende på storlek, art och plats)
En väl definierad anslutningsprocess minskar den totala kostnaden för ansökan. Detta betyder att den ansökande har en tydlig uppfattning om vad som krävs och vilka avgifter som gäller. Samtidigt kan nätföretaget utveckla en metod och en process för hanteringen av anslutningsansökningar. En väl definierad process inkluderar den information som krävs för ansökan, de relevanta tiderna inom vilka nätföretag måste besvara ansökan och kostnaderna (avgifter) i samband med ansökan, vilka vanligtvis orsakas av de nätanslutningsstudier som nätföretaget genomför. Det finns mycket detaljerade nätanslutningsprocesser i t.ex. Storbritannien. Processerna har utvecklats av National Grid, systemansvarig för transmissionsnätet (TSO), samt
TP
4
PT
Solceller (PV) installerade på bostadshus, kommersiella lokaler eller industrifastighet be-
höver inte betala avgifterna för ansökan.
87
Internationell jämförelse SOU 2008:13
prövats och godkänts av tillsynsmyndigheten Ofgem. Även Spanien och Portugal är länder som har mycket detaljerade anslutningsprocesser där processerna är lagreglerade och består inte bara av en uppförandekod mellan nätföretag och producentföreningar.
I länder utan tydligt definierade metoder och processer, bl.a. Sverige, förekommer det ibland långa väntetider för svar på nätanslutningsansökan samt kommunikationsproblem mellan ansökande och nätföretag.
I Tyskland finns ingen tydlig process men elnätsföreningen har utvecklat en riktlinje för nätföretag angående behandling av ansökan. Ännu viktigare är följande reglering: “Nätoperatörer ska omedelbart och med prioritet ansluta anläggningar som producerar el från förnybara energikällor”. Om det förekommer dröjsmål måste alltså nätföretaget förklara för tillsynsmyndigheten vad som har orsakat dröjsmålet. Det betyder extra kostnader för nätföretaget om ansökan inte behandlas inom en rimlig tid. I Tyskland godtas inte utvärderingsmetoder som fastslår hur mycket extraproduktion som kan anslutas till en viss punkt eftersom de inte är tillräckligt transparenta. Anledningen är att nätdata vanligtvis inte publiceras. Det brukar vara komplicerat att genomföra en oberoende utvärdering av svaret på en ansökan.
Sammanfattningsvis kan sägas att en tydlig definition av processen för en anslutningsansökan måste omfatta tydliga krav för vad som krävs av elproducenten samt ett tydligt tidsschema för nätföretagets svar och precisa principer för anslutningsanalysen. Detta är förutsättningen för att processen genomförs på ett tydligt, fördomsfritt och konsekvent sätt, oberoende av nätföretag, förnybar produktionsteknik eller vem som ansöker.
Det kan dock alltid uppstå konflikter, vilket även kräver att en tydlig process angående hanteringen av sådana konflikter utvecklas. Tyskland t.ex. hade tidigare en instans för att lösa anslutningskonflikter. Idag ingår denna uppgift i den nya tillsynsmyndighetens ansvar. Detta liknar Spaniens strategi.
Vad gäller avgifter för att behandla anslutningsansökan finns det flera länder som använder sådana avgifter: Spanien, Portugal och Storbritannien. Anledningen till detta är att man vill förhindra oseriösa ansökningar och arbete förorsakat av sådana. Avgifterna kan dock vara ett hinder för mycket små projekt som t.ex. solcellsanläggningar på bostadshus. En lösning är att undanta sådana projekt från att betala avgifterna, vilket tillämpas i Spanien. Avgifterna är väl definierade i Spanien, Portugal och Storbritannien samt oberoende av
88
SOU 2008:13 Internationell jämförelse
vem som är ägare till elnätet där anläggningen ansluts. Detta är viktigt för att förbättra transparensen och för att inte diskriminera vissa producenter. I Sverige bestäms avgifterna av nätägaren och betalas bara för anslutning till distributionsnätet. Själva avgiftsbeloppet dras vanligtvis av från den totala kostnaden som producenten betalar för nätanslutningen.
3.3 Kostnader för nätinvesteringar
Tabell 3.3 Jämförelse av kostnader för nätinvesteringar för elproducenter som använder förnybara energikällor
Vem betalar kostnaderna för…
Sverige Spanien Portugal Tyskland Storbritannien
Anslutningsanläggningar från landbaserad vindpark till nätanslutningspunkt
Ägaren till vindkraftsparken
Ägaren till vindkraftsparken
Ägaren till vindkraftsparken
Ägaren till vindkraftsparken
Ägaren till vindkraftsparken
Anslutningsanläggningar från havsbaserad vindpark till nätanslutningspunkt
Ägaren till vindkraftsparken
Ägaren till vindkraftsparken
Ägaren till vindkraftsparken
Transmissionsföretag
Oberoende Transmissions företag om anslutningsspänningen är 130 kV eller högre
Förstärkningar i distributionsnätet och regionalnätet
Förstärkningar som gynnar bara vindparksägaren betalas av vindparksägaren. Om förstärkningar gynnar även andra delas kostnaden.
Betalas huvudsakligen av ny elproducent
Betalas huvudsakligen av ny elproducent
Nätföretag Betalas av elproducent och nätföretag
89
Internationell jämförelse SOU 2008:13
Förstärkningar i transmissionsnätet
Förstärkningar som gynnar bara vindparksägaren betalas av vindparksägaren. Om förstärkningar gynnar även andra (huvudsakligen i 400 kV nätet) SvK betalar delar av eller hela kostnaden.
Förstärkningar betalas av transmissionsföretaget (fördelas på alla kunder)
Förstärkningar betalas av transmissionföretaget (fördelas på alla kunder)
Nätföretag (Kostnaderna fördelas på alla kunder i Tyskland)
Förstärkningar betalas av transmissionsföretaget
Avgifter eller depositioner som betalas i samband med förstärkningsarbeten
Nej Ja, men bara för förstärkningar av transmissionsnätet. 20% av förstärkningskostnaderna.
Ja, för både transmissions och distributionsnät om förstärkningarna är påskyndade genom överenskommelse mellan nätägare och vindparksägare.
Inga avgifter Deposition motsvarande två års systemavgifter för förstärkningar av transmissionsnätet
I samtliga analyserade länder, även Sverige, ska elproducenten betala för byggandet av ledningar, transformatorer och alla andra nödvändiga investeringar i samband med nätanslutningen. Ingen skillnad finns i detta avseende mellan konventionella elproducenter och elproducenter som använder förnybara energikällor. I Tyskland antogs under 2007 en lag som fastslår att nätföretag ska betala för elledningar som ansluter havsbaserade vindkraftverk till företagets nät. I Storbritannien föreligger ett förslag om att bilda oberoende Offshore Transmission Owners (OFTO). Enligt förslaget ska dessa väljas ut genom konkurrensutsatta anbud. De utvalda OFTO kommer att få en transmissionslicens och därigenom en möjlighet till en reglerad intäkt från havsbaserade vindkraftsparker och i gengäld ska de uppfylla licensens skyldigheter under en bestämd tidsperiod (20 år). Det ska även finnas incitament för att nå specifika prestationskrav under den där perioden. OFTO:s blir ansvariga för att utveckla, bygga, finansiera och underhålla det havsbaserade överföringsnät som används för att ansluta havsbaserade producenter.
Varken i de analyserade länderna eller i Sverige finns lagar som ger en tydlig definition av vad systemkostnader är, dvs. kostnader relaterade till de nätförstärkningar, förutom själva anslutningsled-
90
SOU 2008:13 Internationell jämförelse
ningarna som är nödvändiga för att ansluta nya producenter. Detta är av särskild betydelse eftersom det på det sättet bestäms vem som betalar dessa förstärkningar i de analyserade länderna. Undantaget är Tyskland där det alltid är nätägarna som betalar för förstärkningarna. Om det konstateras att förstärkningarna endast gynnar en producent så måste denne producent betala för dem. Om det konstateras att de gynnar fler än en producent, delas kostnaderna mellan producenten och nätägaren. Spanien följer t.ex. kriteriet att förstärkningar av transmissionsnätet gynnar fler än en producent och att de därför fördelas på alla kunder. Däremot antas det i t.ex. Sverige att förstärkningar i transmissionsnätets radialledningar bara gynnar en producent och att denne producent därför ska betala för dem.
I Tyskland måste nätägaren betala alla kostnader för nätförstärkning medan producenterna av förnybar energi i princip måste betala kostnaderna för nätanslutningen dvs. alla kostnader från vindkraftsparken fram till anslutningspunkten. En typisk diskussionspunkt är hur man definierar vilken som är den bästa nätanslutningspunkten. Den allmänna regeln som används utgår från att den totala nätanslutningskostnaden, dvs. anslutning plus förstärkningskostnader, ska minimeras oavsett vem som betalar vilken del. Det kan betyda att ett lågspänningsnät måste uppgraderas till högspänningsnät om det är den mest ekonomiska lösningen. Det kan dock också förekomma att en vindparksinnehavare själv måste bygga en lång ledning till den lämpligaste anslutningspunkten om detta är mer ekonomiskt än att uppgradera det befintliga nätet.
I Storbritannien fördelas vanligtvis kostnaderna för transmissionsförstärkningar på alla kunder. I princip utförs förstärkningar av transmissionsnätet bara om det finns ett tillräckligt antal ansökningar för nätanslutning. Denna strategi medför dock långa fördröjningar i de fall ”strategiskt arbete” krävs. Medvetenheten om detta faktum har resulterat i att Ofgem år 2007 godkänt £ 560 miljoner för ”Transmissionsinvesteringar för förnybar elproduktion”. Angående förstärkningar i distributionsnätet måste elproducenter som ansluts efter den 1 april 2005 betala en avgift (Distribution Network Use of System Charge – DuoS). För anslutningar utförda före den 1 april 2005 fakturerades kostnaderna för förstärkningar av distributionsnätet före arbetets utförande.
Tabell 3.3 visar att Sverige är det land där elproducenterna betalar för flest antal kostnadsposter eftersom de betalar för anslutningar, förstärkningar i distributions-/regionalnätet och för förstärkningar i transmissionsnätet om det inte gynnar någon annan producent.
91
Internationell jämförelse SOU 2008:13
Däremot är Tyskland det land där elproducenter betalar för minst antal kostnadsposter för nätinvesteringar eftersom de bara betalar för anslutningen, inte för någon nätförstärkning, varken i distributionsnätet eller i transmissionsnätet
TPF
5
FPT
. Det är intressant att relatera detta till att Sverige är det land där vindkraftsproducenter får den lägsta ersättningen i jämförelse med de fyra analyserade länderna. I både Spanien och Portugal måste producenten betala en deposition till transmissionsföretaget om förstärkningar blir nödvändiga för att ansluta dem. Anledningen är att man vill förhindra att projekt inte genomförs samtidigt som förstärkningar utförs. I Sverige betalas ingen deposition till transmissionsföretaget eftersom elproducenten måste betala nättariffer till transmissionsföretaget och även anslutningsavgift om en nätförstärkning enbart behövs för elproducentens anläggning. Sammanfattningsvis kan sägas att förstärkningar i transmissionsnätet och i distributions-/regionnätet inte behandlas lika i de olika länderna. I allmänhet fördelas kostnaderna mellan samtliga kunder när de är relaterade till förstärkningen av transmissionsnätet, dvs. nätföretaget betalar och täcker kostnaderna genom nättariffer. I Sverige betalar dock elproducenten kostnaderna om förstärkningen gäller en radialledning. Däremot delas kostnaderna mellan produktionsanläggningens ägare och Svenska kraftnät om förstärkningen berör det maskade nätet. I de flesta av de analyserade länderna betalas förstärkningar i distributionsnätet av de företag som orsakar dem. Tyskland är ett undantag eftersom även dessa kostnader fördelas på alla kunder. Jämfört med de analyserade länderna betalar elproducenter i Sverige flest kostnadsposter för nätinvesteringar.
TP
5
PT
Elnätsförstärkningar i Tyskland betalas av elnätsföretagen, vilket delvis orsakar högre nät-
tariffer för konsumenterna. Dessa högre tariffer har dock inte betraktats som något större problem av olika intressenter.
92
SOU 2008:13 Internationell jämförelse
3.4 Effektbegränsningar inom regelverket för förnybar energi
Tabell 3.4 Jämförelse av effektbegränsningar för elproducenter som använder förnybara energikällor
Sverige Spanien Portugal Tyskland Storbritannien
Effektbegränsningar vad gäller betalning av nättariffer
Ja, 1,5 MW
TPF
6
FPT
Nej Nej Nej Ej för transmissionsnätet, men för distributionsnät ~5-50 MW
Effektbegränsningar vad gäller stödsystemet
Nej Feed-in tariff kan variera beroende på projektkapacitet, projekt med kapacitet >50MW får mycket lägre ersättning
Feed-in tariff kan variera beroende på projektkapacitet
Feed-in tariff kan variera beroende på projektkapacitet
Nej
Effektbegränsningar vad gäller nätanslutning
Nej Åtminstone 100 MW för att ansluta till 220 kV och 250 MW för att ansluta till 400 kV.
Anläggningar med installerad kapacitet >50 MW ansluts till transmissionsnätet, andra till distributionsnätet
Nej Möjligtvis för havsbaserade vindkraftsparker (nya regler angående nätanslutning av havsbaserade vindkraftsparker diskuteras)
Bara Storbritannien och Sverige har nättariffer för elproducenter. I övriga länder betalar elproducenter ingen nättariff, se även avsnitt 3.2. Sverige och Storbritannien är de enda länder av de fem som tillämpar begränsningar av nättarifferna efter installerad effekt, se även Tabell 3.4. I Sverige betalar elproducenter med en effekt som understiger 1,5 MW inga nättariffer förutom kostnaden för mätning. I Storbritannien finns effektbegränsningar för elproducenter anslutna till distributionsnätet när det gäller betalningen av nättariffer för transmission (Transmission Network Use of System Charges – TNUoS). Dessa begränsningar varierar beroende på område i Storbritannien. I de flesta fall ligger de dock på 50 MW i England och Wales, på 30 MW i transmissionsområdet för Scottish
TP
6
PT
Kapacitetsbegränsningen på 1,5 MW i Sverige gäller för varje separat enhet av en anlägg-
ning. Detta betyder att en vindpark med 50 stycken 1-MW-vindkraftverk undantas från att betala nättariffer, medan en vindpark med 10 stycken 2-MW-vindkraftverk måste betala nättariffer.
93
Internationell jämförelse SOU 2008:13
Power samt på 5 MW i Scottish Hydro. De flesta elproducenter som är anslutna till distributionsnätet och har en effekt som understiger dessa begränsningar undantas från TNUoS med hänsyn till den minskade efterfrågan i det område som transmissionsföretaget försörjer. Elproducenter som har anslutits till distributionsnätet efter den 1 april 2005 måste dock betala en avgift för att använda distributionsnätet (Distribution Network Use of System charges – DuoS) om distributionsnätet behöver förstärkas på grund av anslutningen. Avgiften (DuoS) är avsedd att täcka kostnaderna för nätförstärkning.
I de länder där stödsystem baseras på feed-in tariffer definieras olika gränsvärden för installerad effekt för att differentiera ersättningen inom en och samma produktionsteknik. Ett tydligt exempel är de olika ersättningar som solcellsanläggningar får beroende på installerad kapacitet. Skillnaden kan vara så stor som 40 procent. Även för vindkraft finns vissa skillnader beroende på den installerade effekten men de är snarare inom storleksordningen 3–5 procent. De länder som använder certifikatsystem har inte effektbegränsningar eftersom det bara finns en ersättning för all sorts förnybar energi.
Vad beträffar anslutning till nätet är det bara Spanien och Portugal som har definierat begränsningar för anslutningen till olika spänningsnivåer. Anledningen till att sätta sådana begränsningar är att förenkla hanteringen av anslutningsansökan och att förtydliga nätägarnas ansvar. Definitionen av sådana begränsningar har inget att göra med det valda stödsystemet. I t.ex. Spanien kan flera producenter göra en gemensam ansökan till den systemansvarige för transmissionsnätet (TSO) för att på så sätt uppfylla kapacitetskravet för anslutningen till transmissionsnätet. Ytterligare storleksdefinitioner används för mätningskrav, se avsnitt 3.6.
Sammanfattningsvis kan sägas att det i de flesta av de analyserade länderna dvs. Tyskland, Spanien och Portugal inte finns någon effektbegränsning vad gäller betalning av nättariffer, till skillnad från Sverige. Effektbegränsningar används antingen för att definiera spänningsnivåer för anslutning (Spanien och Portugal) eller för att särskilja ersättningsnivåer genom olika feed-in tariffer.
94
SOU 2008:13 Internationell jämförelse
3.5 Nätkoncession
Tabell 3.5 Översikt över policyfrågor relaterade till byggnad/äganderätt av nya elledningar
Sverige Spanien Portugal Tyskland Storbritannien Får vindkraftsproducenten bygga/äga elledningar som ansluter vindkraftverk inom en vindkraftspark?
Nej Ja Ja Ja Ja
Får vindkraftsproducenten bygga ledningar som ansluter vindparken till distributions- eller transmissionsnätet?
Nej Ja Ja Ja Ja
Nätkoncessioner är legala tillstånd som krävs i vissa länder för att kunna bygga elledningar. Ursprunget till sådana nätkoncessioner är det centralt planerade elsystemet som har utvecklats i samband med avreglering med flera nätföretag som följd. I Sverige t.ex. finns koncessioner för ett område som medför att koncessionshavare får bygga elledningar i detta område (vanligtvis för spänningsnivåer på maximalt 20 kV
TPF
7
FPT
). I princip får ingen annan bygga elledningar med lägre
eller samma spänningsnivå, 20 kV, i detta område, med undantag av elledningar som utesluts från sådana koncessioner såsom elledningar inom ett industriområde. I Sverige krävs en annan koncessionstyp, nämligen linjekoncession, för att kunna bygga ledningar med högre spänning än vanligtvis 20 kV. Som nämnts förut medges genom nätkoncessionen rättigheten att bygga elledningar. Koncessionen medför dock även skyldigheten att ge tillgång till alla som vill ansluta en anläggning där. I Sverige får ett företag som söker nätkoncession inte vara elproducent eller elhandelsföretag.
I Sverige har producenterna två valmöjligheter för att bygga anslutningsledningar inom vindkraftsparken eller från vindkraftsparken till anslutningspunkten. Den ena är att betala nätföretaget inom området för att detta ska bygga ledningen. Den andra är att bilda ett nätföretag vilket kan få en nätkoncession och sedan själv bygga ledningarna. För båda alternativen är det elproducenten som betalar
TP
7
PT
I Sverige finns ungefär 330 områdeskoncessioner varav bara 10 har en spänningsnivå over
20 kV, alla andra har en spänningsnivå av maximalt 20 kV.
95
Internationell jämförelse SOU 2008:13
elledningarna. Beroende på den valda lösningen är det dock skillnad på äganderätt av ledningarna och ansvar relaterade till dem.
En nackdel med nätkoncessioner är att de ökar administrationen och försämrar möjligheten för mindre elproducenter att hitta mer ekonomiska lösningar för byggandet av elledningar eftersom vindparksägarna bara får bygga ledningarna själva om de bildar nätföretag. Annars är det bara det nätföretag som innehar koncessionen för området som får bygga elledningar. Att bilda ett nätföretag innebär med nuvarande lagstiftning en hel del skyldigheter som medför en hel del arbete, speciellt för mindre investerare.
I alla de fyra analyserade länderna får vindkraftsproducenter bygga elledningarna mellan enstaka vindkraftverk utan att inneha koncession. Nätföretagen i dessa länder har därmed inte monopol på sådana ledningar. I Sverige krävs däremot nätkoncession för att bygga ledningar mellan kraftverken inom en vindkraftspark.
Inte i något av de fyra analyserade länderna krävs någon koncession för att bygga elledningar från vindkraftsparken till anslutningspunkten i transmissions- eller distributions-/regionnäten. I Spanien får elproducenter bygga sådana elledningar så snart de fått nödvändiga byggnadstillstånd. Dessa är desamma som tillstånden för distributions- eller transmissionsföretag och inkluderar studier av miljöpåverkan och offentligt samråd. För spänningsnivåer mellan 45 och 132 kV är praxis att producenterna överlämnar anslutningsledningen samt även transformatorstationen till distributionsföretaget för att undvika drifts- och underhållskostnader. Även i Portugal är det vanligt att elproducenter på distributionsnivån överlämnar ledningen till distributionsföretaget för att undvika ansvaret för ledningens underhåll och drift. I detta fall har distributionsföretaget skyldighet att ge konsumenter/kunder och andra producenter tillgång till ledningen om tillgängligt effekt finns. När elproducenter i Spanien och Portugal överlämnar nätanslutningsledningen till nätföretaget undviker de drift- och underhållskostnaderna för ledningen eftersom de inte betalar några nättariffer (se avsnitt 3.2). I Sverige, däremot, måste elproducenten betala för drift och underhåll även om ledningen överförs till distributionsföretaget eftersom dessa kostnader ingår i nättarifferna i Sverige.
Sammanfattningsvis kan sägas att i alla de fyra analyserade länderna får vindparksägarna bygga ledningar inom vindparken samt mellan vindparken och transmissions-/distributionsnätet utan att behöva inneha koncession. I Sverige är det annorlunda eftersom koncession krävs för att bygga sådana ledningar. Kravet på nätkoncession syftar
96
SOU 2008:13 Internationell jämförelse
till att dels skapa ett samhällsekonomiskt optimerat och säkert nät med minsta möjliga miljöingrepp, dels skydda gjorda investeringar och garantera kunderna deras rättigheter. Kravet ökar dock byråkratin och kan göra det svårare att hitta mer ekonomiska lösningar för elledningarnas byggande eftersom ägaren till en vindkraftspark måste bilda ett nätföretag för att få bygga ledningarna själv. Annars är det bara det nätföretag som innehar områdeskoncessionen som får bygga elledningar. I de analyserade länderna behandlas elledningar inom elproduktionsanläggningen och från anläggningen till distributions-/transmissionsnätet på annat sätt än ledningar som ingår i distributions-/transmissionsnätet. Detta gäller för alla typer av elproduktionsanläggningar och inte enbart dem som använder förnybara energikällor. I de analyserade länderna kan vindkraftsproducenterna sluta särskilda överenskommelser med nätföretaget i området för att flytta över äganderätten till ledningarna, fram till anslutningspunkten, på nätföretaget. På detta sätt kan producenten undvika det ekonomiska ansvaret för drift och underhåll samtidigt som nätföretaget kan ansluta även andra kunder/producenter.
3.6 Mätning och rapportering
Tabell 3-6 Jämförelse av mätningskrav
Sverige Spanien Portugal Tyskland Storbritannien
Mätning Krav på timmätning av all produktion.
Inget krav på timmätning.och möjlighet att välja mellan nettomätning eller mätning av im-/export för mindre projekt.
TPF
8
FPT
Inget krav på timmätning för mindre projekt som ansluts till lågspänningsnätet (<1 kV)
15-minuters im-/export av, aktiv /reaktiv effekt för enheter >500 kW; för anläggningar <500 kW krävs bara årlig mätning; nettomätning för mindre enheter är möjligt efter överenskommelse
30-minuters im-/export av aktiv/reaktiv effekt; om exporten understiger 16 A/fas krävs bara årlig mätning av im-/export; nettomätning finns inte nu, men diskuteras
För stora produktionsanläggningar i megawattstorlek har kostnaderna för mätning ingen betydelse. Alla länder har vanligtvis samma mätningskrav för konventionella elkraftverk och förnybar energianläggningar i megawattstorlek. Mätningskostnader utgör dock en
TP
8
PT
“Mindre projekt” avser här anläggningar anslutna till lågspänning (<1 kV) och med en
installerad effekt som är lägre än 100 kW.
97
Internationell jämförelse SOU 2008:13
viktig fråga för mindre anläggningar i kilowattstorlek – som t.ex. solceller eftersom mätningskostnaderna har en kraftig påverkan på ekonomin för projektet i sin helhet.
För mindre projekt skiljer Tyskland, Portugal och Storbritannien mellan produktion inom en konsuments anläggning, t.ex. solceller på hustak, och nätanslutna produktionsanläggningar. Konsumenters egen produktion kräver ingen mätning. I detta fall kan dock inte någon särskild ersättning utgå (feed-in tariff eller förnybar energicertifikat). I Tyskland och Spanien kan man även välja nettomätning om konsumentens egen produktionen ibland överstiger den lokala konsumtionen. Nettomätning betyder att elbolaget bara fakturerar nettokonsumtionen (konsumtion minus egen produktion). Vanligtvis får sådan nettomätning bara användas av mindre anläggningar, t.ex. i Tyskland upp till 500 kW.
Därutöver får elproducenter i Tyskland och Spanien som är anslutna till lågspänningsnätet (huvudsakligen solcellsanläggningar) välja att ha två olika mätningsutrustningar, en för producerad el och en för konsumerad el, eftersom ersättningen för producerad el är nästan tre gånger så hög som kostnaderna för konsumerad el.
Mindre nätanslutna anläggningar har ofta särskilda regler för mätningen. T.ex. mindre nätanslutna anläggningar upp till en viss storlek (Tyskland 500 kW, Storbritannien 16A/fas) får installera enklare, dvs. billigare mätningsutrustning utan 15- eller 30-minuters mätningsintervaller.
3.7 Nättariffstruktur
Tabell 3.7 Jämförelse av nätavgifter
Sverige Spanien Portugal Tyskland Storbritannien
Nättariffer för elproducenter
Ja, men också ersättning från nätägaren*
Nej Nej Nej Ja (Systemavgift används)
för anslutning till transmissionssystem men också ersättning från nätägaren*
* Nättariffer i Sverige inkluderar möjligheten att få betalt om elproducenten minskar nätägarens kostnader. Detta system gäller även i Storbritannien.
Nätavgifter kan användas för att fördela vissa kostnader, såsom för nätförstärkningar elsystemförluster, elledningarnas drift och underhåll, bland de elsystemanvändare som huvudsakligen orsakat dessa kostnader. I praktiken är det svårt att tydligt fördela kostnaderna
98
SOU 2008:13 Internationell jämförelse
eftersom det är komplext att identifiera vem som har orsakat vilka kostnader i elsystemet. Därför har vissa länder såsom Spanien, Portugal och Tyskland för länge sedan bestämt att elproducenter inte behöver betala nätavgifter för att använda elnätet. Detta gäller för både konventionell och förnybar elproduktion. Det betyder att nätavgifter, historiskt sett, inte har spelat någon roll inom energipolitiken för att främja förnybar energi. Det måste dock understrykas att nätägandet skiljer sig starkt mellan Spanien/Portugal och Sverige. I Portugal ägs hela distributionssystemet av ett enda företag och i Spanien av fem företag
TPF
9
FPT
. I Spanien regleras distributionsföretag exante vilket betyder att regeringen varje år bestämmer om varje distributionsföretags inkomst och de tariffer företagen får fakturera vidare till sina kunder. I bägge länderna ägs transmissionsnätet nästan uteslutande av ett enda nationellt företag. Därför är det enklare att kollektivisera kostnader som orsakats av en producent i transmissionsnätet, t.ex. på grund av nödvändiga nätförstärkningar, eftersom dessa kostnader fördelas jämnt bland alla kunder i Spanien och Portugal. I Tyskland råder en situation som liknar den i Sverige. Där finns ett stort antal distributions- och regionnät (ungefär 900) samt fyra transmissionsföretag. Detta betyder att kostnader som orsakats av elproducenter inte fördelas på ett jämnt sätt till alla kunder. Intervjuer med nätföretag, konsumentföreningar och tillsynsmyndigheter i Tyskland har dock visat att detta inte ses som ett stort problem. Det är bara för anslutning av havsbaserade vindkraftsparker i Tyskland som den systemansvarige för transmissionsnätet (TSO) bär ansvaret för att med hjälp av särskilda mekanismer fördela kostnaderna bland alla nätkunder i Tyskland. Producenterna i Storbritannien betalar nätavgifter (s.k. system charges) om de anslutits till transmissionsnätet. Här finns ingen skillnad mellan förnybar och konventionell energi. De varierar däremot beroende på var anslutningspunkten är. Detta betyder att anslutningsavgifterna till transmissionsnätet är höga i Skottland med låg last och många produktionskällor. Däremot är avgifterna låga (ibland även negativa) i Södra England med hög last och begränsade produktionskällor. Dessutom behöver mindre kraftverk som ansluts till distributionsnätet – oberoende av produktionsteknik – inte betala några nättariffer för att använda transmissionsnätet, TNUoS (se även avsnitt 3.4). Kraftverk definieras som mindre kraftverk om deras
TP
9
PT
Ungefär 300 små distributionsföretag finns i Spanien vars andel i distributionsverksamhet
är mindre än 1 %.
99
Internationell jämförelse SOU 2008:13
totalkapacitet inte överstiger 50 MW i England och Wales, 30 MW i Scottish Powers transmissionsområde samt 5 MW i Scottish Hydros. Elproducenter som anslutits efter den 1 april 2005 och som har orsakat förstärkningar i distributionsnätet ska betala nättariffer för användandet av distributionsnätet (DUoS).
Sammanfattningsvis kan sägas att nätavgifter för elproducenter inte används i Tyskland, Spanien och Portugal. I Storbritannien betalar alla kraftverk som är anslutna till transmissionsnätet avgifter. De flesta anläggningar anslutna till distributionsnätet betalar varken nätavgift för att använda transmissionsnätet (TNUoS) eller distributionsnätet (DuoS). Det betyder att många elproducenter som är anslutna till distributionsnätet kan undvika att betala några nätavgifter. Däremot betalar elproducenter i Sverige som är anslutna till distributionsnätet förhållandevis höga avgifter för att använda distributionssystemet. Det är viktigt att notera att i Sverige är nättarifferna utformade för att ge signaler till rätt lokalisering i elnätet, vilket innebär att producenter vilka minskar nätförlusterna (huvudsakligen i södra Sverige) erhåller en ekonomisk kompensation. Det kan resultera i negativa nätkostnader. Ett liknande system finns även i Storbritannien. Å andra sidan så finns inte denna typ av kompensation i de länder där det inte finns nättariffer. Där erhålls ingen kompensation för minskade nätförluster.
Det är viktigt att nämna att nättariffer ger informativa signaler angående produktionens lokalisering, dvs. var ny produktionskapacitet borde byggas. De kan därför vara användbara i länder med stor geografisk diskrepans mellan last och produktion.
100
SOU 2008:13 Internationell jämförelse
3.8 Prioritering och begränsning av elproduktion
Tabell 3.8 Jämförelse av begränsningspolicy
Sverige Spanien Portugal Tyskland Storbritannien
När är begränsning möjlig?
Bara via mothandel utförd av SvK när vindparksägaren accepterad begränsningen i förväg.
Om anslutningspun kter med effektbegränsningar finns
Om anslutningspun kter med effektbegränsningar finns
Bara möjligt om vindparksägare redan i förväg principiellt medger begränsning
Bara om vindparken lägger ett bud till regleringsmarknaden om nedreglering
Ersättning för begränsad energi
Baseras på marknadspris
För begränsning i realtidsdrift: 15% av elmarknadspriset. För planerad begränsning: ingen ersättning.
Ingen ersättning
Ingen ersättning
Baseras på budpriset för nedreglering som vindparken lagt
Vanligtvis kan systemoperatören begränsa varje produktionsanläggning som är ansluten till elsystemet när en nödsituation uppstår. Detta gäller vanligtvis även för elproduktion från förnybara energikällor. Planerings- och begränsningsprocesser under normaldrift är dock särskilt viktiga. Planeringen av konventionell elproduktion brukar baseras på priser (anbudspris på spotmarknaden) och överenskommelser med hänsyn till den lokala överföringskapaciteten.
I Spanien, Portugal och Tyskland särbehandlas förnybar energi, dvs. den definieras som prioriterad produktion. Detta betyder att konventionell elproduktion alltid måste minska sin produktion först om kapacitetsbrist i överföringsnätet uppstår, så att förnybara elproduktionskällor kan fortsätta sin elproduktion så länge de inte överskrider gränsen för överföringskapaciteten.
I Tyskland måste den nätansvarige uppgradera distributions-, regional- och transmissionsnätet för att säkerställa att förnybar elproduktion inte påverkas av kapacitetsbrist i nätet, oberoende av var dessa energikällor är belägna. Eftersom nätförstärkningar kan dröja i åratal finns det områden där ny förnybar elproduktion inte har kunnat uppföras. Anledningen är att den befintliga nätkapaciteten inte räcker till för att kunna säkerställa prioritering av ny förnybar elproduktion. Producenter av förnybar energi kan dock underteckna en överenskommelse med nätoperatören angående begränsning i situationer där den totala överföringskapaciteten redan är upptagen av andra förnybara energikällor. Genom sådan överenskommelse kan
101
Internationell jämförelse SOU 2008:13
anslutningen av nya förnybara produktionssystem utföras tidigare. Sådana nya anläggningar kan dock begränsas utan någon ersättning.
I Spanien behövs inte en separat överenskommelse för begränsningen; förnybar elproduktion kan begränsas som en sista lösning, dvs. efter det att konventionella elkraftverk har nedreglerats. Högsta prioritet har i Spanien de förnybara energier som inte har någon möjlighet att lagras, såsom vindkraft, solkraft och vattenkraftverk utan damm.
I Storbritannien behandlas inte förnybara energikällor som prioritetsproduktion. Begränsning baseras på anbudspris inom en särskild regleringsmarknad. Denna marknad är skapad av systemoperatören för transmissionsnätet för att avgöra vilken produktionskälla som medför den lägsta begränsningskostnaden. Förnybara energikällor kan delta i denna marknad. De begränsas om kapacitetsbrist i transmissionsnätet uppstår och ingen billigare produktionsteknik vill reducera sin produktion. Förnybara energikällor behöver dock producera el för att få Renewable Energy Certificates (ROCs) och kräver därför vanligtvis mycket högre ersättning för begränsning än konventionella produktionskällor.
Sammanfattningsvis kan sägas att de analyserade länderna använder olika metoder för att bestämma vilken produktion som ska begränsas. Resultatet är dock detsamma, dvs. förnybara energikällor är vanligtvis de sista som begränsas. Den svenska och brittiska strategin för reglering är relativt lika med tillämpning av motköp. Det betyder att det även i Sverige är de förnybara energikällorna som vanligtvis begränsas sist. Detta beror på att den förnybara energiproduktionen kräver hög ersättning för att kunna kompensera för certifikats- och elpriset.
3.9 Aktuella policyutmaningar avseende elnätet
Sverige är inte ensamt om de nätrelaterade problem som uppstår i och med en växande andel förnybara elproduktionen. Alla länder konfronteras med liknande utmaningar. De har dock längre erfarenhet av att utveckla en policy. Se även Tabell 3.9 för en kort översikt och bilaga 4 för en detaljerad diskussion. Sverige beskrivs i tabellen med orden ”Policy diskuteras” vilket inkluderar förslagen i denna utredning.
102
SOU 2008:13 Internationell jämförelse
Tabell 3.9 Jämförelse av aktuella policyutmaningar avseende elnätet
Sverige Spanien Portugal Tyskland Storbritannien
Förstärkningar distributions/ regionalnät
Policy diskuteras
Policy finns, men en bättre definition av kostnadsfördelning diskuteras
Policy finns Policy har funnits länge; det diskuteras dock legala detaljer för specialfall
Policy nyligen justerad, börjar få erfarenheter av ny strategi
Förstärkningar transmissionsnät
Policy diskuteras
Policy finns men uppdatering av policyn diskuteras för att bättre samordna förstärkningar av transmissions- och distributionsnätet
Policy finns Policy har funnits länge, ny justering för att påskynda byggandet av nya ledningar
Policy nyligen justerad; fortsatt diskussion angående den billigaste nätförstärkningen (privatägd)
Anslutning havsbaserad
Policy diskuteras
Relaterad policy diskuteras
Finns ingen policy ännu
Policy nyligen ändrats -> Är nu ansvar för transmissionsföretag
Förslag på policyändring -> Förslag på anbudsförfarande för oberoende transmissionsföretag
Bästa anslutningspunkt
Policy diskuteras
Policy finns. Konflikter löses av tillsynsmyndighet
Policy finns, regeringen fattar beslut baserat på nätföretagens studier
Policy har funnits länge; det diskuteras dock juridiska detaljer för specialfall
Policy nyligen justerad, börjar få erfarenheter av ny strategi
Teknisk kapacitet/ anslutningsvillkor
Anslutningsvillkor införda
Anslutningsvillkor införda
Anslutningsvillkor införda, men behöver ytterligare diskussioner
Anslutningsvillkor införda, men uppdateras vart annat/tredje år
Anslutningsvillkor införda
Det är intressant att se att alla länder löpande anpassar och förbättrar regelverket. Förändringar har huvudsakligen som mål att förbättra detta så att utvecklingen av förnybar elproduktion stimuleras och de nationella målen nås. Detta görs huvudsakligen genom att reducera hinder, dvs. anslutningshinder och på så sätt skapa ett acceptabelt investeringsklimat. Samtidigt försöker man dock vanligtvis genom policyutveckling att anpassa regelverket på ett sätt som möjliggör att de extra kostnaderna fördelas rättvist mellan samtliga kunder och att utvecklingen av förnybar energi inte medför exceptionella vinster för de tillkommande förnybara elproducenterna.
103
Internationell jämförelse SOU 2008:13
Idag är anslutningskostnaderna för havsbaserade vindkraftsparker en av de största utmaningarna när det gäller policyutvecklingen i de analyserade länderna. Tyskland och Storbritannien har dock kommit relativt långt i detta avseende och har nyligen publicerat nya lagar och förordningar.
104
4 Överväganden och förslag
4.1 Elnätsinvesteringsfond
Utredningens förslag: En elnätsinvesteringsfond skapas för att finansiera investeringar i elnätet för framtida produktion av förnybar el. Berättigad att ansöka om fondmedel är den som planerar att till elnätet ansluta en elproduktionsanläggning som enligt lag (2003:113) om elcertifikat uppfyller förutsättningarna för att tilldelas elcertifikat.
Fonden ska kunna delfinansiera nätavgiften för anslutning för elproduktionsanläggningarna. Elproducenten ska själv stå för en del av nätavgiften för anslutning, utredningens förslag är att egenfinansieringen som utgångsläge ska vara 1,3 miljoner kronor per installerad megawatt. Nivån på egenfinansieringen bör anpassas efter behov.
Fondens verksamhet finansieras via nätföretagen och fördelas efter deras respektive underliggande elkonsumtion hos slutkund baserat på föregående års konsumtion av elenergi. Nätföretagen har rätt att föra vidare avgiften på slutkunderna och den kommer därmed att momsbeläggas.
Energimarknadsinspektionen och Energimyndigheten ska vara representerade i fondens särskilda beslutsorgan. Detta inrättas av regeringen som även tillsätter ledamöterna. Fonden placeras som ett särskilt beslutsorgan hos en värdmyndighet. Tänkbara värdmyndigheter är enligt utredningen Energimarknadsinspektionen och Energimyndigheten. Instruktioner för fondens särskilda beslutsorgan ges i instruktionen för värdmyndigheten. Ett särskilt beslutsorgan är ansvarigt gentemot regeringen och inte i förhållande till värdmyndigheten.
105
Överväganden och förslag SOU 2008:13
Utredningens bedömning: Det befintliga elnätet har kapacitet för en betydande ökning av produktionen. Utredningen har emellertid funnit att det finns behov av att lösa vissa flaskhalsar i elnätet för att underlätta en samhällsekonomisk utbyggnad av elnäten. Detta berör främst områden med goda förutsättningar för förnybar elproduktion där den initiala kostnaden för nätförstärkning överstiger vad en enskild producent kan bära.
Utvärdera om det nuvarande regelverket för förnybar elproduktion skapar hinder för en storskalig utveckling och utbyggnad av den förnybara elproduktionen. Bedöms förändringar av regelverket krävas skall utredaren lämna sådana förslag.
4.1.1 Gällande rätt
Förslaget om inrättandet av en fond för elnätsinvesteringar är i linje med Sveriges införlivande av Europaparlamentets och rådets direktiv 2001/77/EG om främjande av el från förnybara energikällor på den inre marknaden för el. Artikel 7.1 i direktivet innehåller bestämmelser för nätfrågor: ”Utan att det påverkar nätets tillförlitlighet och säkerhet skall medlemsstaterna vidta nödvändiga åtgärder för att säkerställa att de som ansvarar för drift av överföringsnät och distributionsnät inom deras territorium garanterar överföring och distribution av el från förnybara energikällor”. Medlemsstaterna kan dessutom på olika sätt uppmuntra att det ges prioriterat tillträde till nätet för el producerat från förnybara energikällor. I Artikel 7.3 sägs följande: ”När så är lämpligt får medlemsstaterna kräva att de som ansvarar för drift av överföringsnät och distributionsnät delvis eller till fullo övertar de kostnader som avses i punkt 2”
TPF
1
FPT
.
TP
1
PT
Artikel 7.2: Medlemsstaterna skall inrätta ett rättsligt ramverk eller kräva att de som an-
svarar för drift av överföringsnät och distributionsnät utarbetar och offentliggör standardiserade regler om vem som skall stå för kostnaderna för sådana tekniska anpassningar, t.ex. nätanslutningar och nätförstärkningar, som behövs för att ansluta nya elproducenter som skall mata nätet med el producerad från förnybara energikällor. Dessa regler skall grunda sig på objektiva, klara och tydliga samt icke-diskriminerande kriterier, som skall ta särskild hänsyn till alla de kostnader och fördelar som sammanhänger med anslutningen av dessa producenter till nätet. Reglerna kan medge olika typer av anslutningar.
106
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
4.1.2 Utredningens förslag
Kostnader för viss elnätsförstärkning orsakad av tillkommande förnybar elproduktion ska bäras kollektivt av elanvändarna genom en särskild fond. Fondens målsättning är att elnäten, dvs. den typ av elnät för vilka fonden kan ge medel, inte ska vara en begränsning för att introducera förnybar elproduktion enligt de nivåer som anges i elcertifikatssystemet. Fonden ska även ses som ett led i att skapa nätmässiga förutsättningar för att uppfylla det planeringsmål för vindkraften som Energimyndigheten ställer upp. Fondens målsättning är att uppnå detta till så låga kostnader som möjligt, dvs. att varje krona som finansieras genom fonden ska resultera i en så stor mängd producerad förnybar el som möjligt. Fonden ska tillföras medel så att denna målsättning kan uppnås.
Huvudsyftet med fonden är att underlätta för samhällsekonomiskt motiverade investeringar i elnätet så att nätkapaciteten inte skapar hinder för en omfattande utveckling och utbyggnad av den förnybara elproduktionen. Fonden ska därför konstrueras så att den uppfyller kravet på tillgång till kapital efter investeringsbehov samtidigt som tilldelningsprocessen sker på ett sätt så att inte nödvändiga investeringar försenas. Det är viktigt att fonden samråder med Energimarknadsinspektionen (EMI) som besitter kompetensen att bedöma huruvida en nätinvestering är att definiera som kundspecifik eller ej. I och med att inspektionen deltar i besluten om tilldelning av medel från fonden ska ett positivt besked i fondens särskilda beslutsorgan om att delfinansiera en viss nätavgift för anslutning ses som ett bindande besked om att även nätavgiftens storlek är prövad och godkänd.
Organisation
Fonden blir inte en egen myndighet utan inrättas av regeringen som ett särskilt beslutsorgan hos en värdmyndighet. Utredningen ser Energimyndigheten och Energimarknadsinspektionen som tänkbara värdmyndigheter. Instruktioner för beslutsorganet ges i instruktionen för värdmyndigheten. Där anges att det ska finnas ett sådant beslutsorgan samt vilka uppgifter och vilket ansvar som ankommer på beslutsorganet. I instruktionen regleras också antal ledamöter. Ordföranden kan vara myndighetens chef om inte särskild kompetens krävs p.g.a. frågornas art eller om det finns andra skäl som
107
Överväganden och förslag SOU 2008:13
motiverar en extern ordförande. I denna fråga har utredningen ingen särskild inställning utan konstaterar att det ankommer på regeringen att göra den bedömningen. Det särskilda beslutsorganet är ansvarigt gentemot regeringen och inte i förhållande till värdmyndigheten. Ledamöterna tillsätts av regeringen. Utredningen anser att Energimarknadsinspektionen och Energimyndigheten bör vara representerade. Däremot bör inte någon med ekonomiskt egenintresse vara representerad i beslutsorganet.
Finansiering
Fondens storlek ska motsvara det prognostiserade investeringsbehovet under ett år med viss marginal. Fonden ska finansieras via avgifter till nätföretagen i relation till mängden överförd el till slutkund. Avgiften tas ut med ett visst belopp per kWh konsumerad el hos slutkunden. Avgiften förs sedan vidare till fonden (jämför Elberedskapsavgiften). Kostnaden för fondavgiften får belasta elanvändarna och kommer därmed att momsbeläggas. Fondavgiften definieras som en skatt eftersom nätkunderna, som betalar avgiften, inte direkt kan sägas få en motprestation som motsvarar avgiften. Detta även om det indirekt dock kan antas att samtliga kunder genom ett rationellare elnät kommer att åtnjuta en större tillgång på förnybar el. Skatter beslutas av Riksdagen. Fondens särskilda beslutsorgan ska lämna underlag för beräkning av den årliga avgiftens storlek. Det särskilda beslutsorganet ansvarar för fondens förvaltning och beslutar om tilldelning av medel. Tillgångarna placeras på ett räntebärande konto i Riksbanken. Det är viktigt att fonden tillförs rätt mängd kapital så att nödvändiga investeringar kan finansieras utan att onödiga kostnader drabbar elanvändarna. Den administration som behövs inom fonden och för att inhämta information i syfte att utvärdera ansökningarna ska finansieras genom anslag till värdmyndigheten. Genom att avgiften definieras som skatt beslutas den av Riksdagen och ska således skrivas in i den lag som reglerar fonden. Om det hade varit en regelrätt avgift så hade den kunnat beslutas årligen av regeringen. Nu krävs emellertid att avgiften beräknas på ett antal års sikt. Detta gör att kapitalbehovet måste beräknas med en viss marginal eftersom brist på kapital skulle riskera att skada fondens ändamål. Detta kräver i sin tur en aktiv förvaltning av kapitalet på ett annat sätt än vad som hade blivit fallet vid årliga behovsberäk-
108
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
ningar. Utredningen har i sitt förslag
TPF
2
FPT
utgått från de investerings-
planer som är kända i skrivande stund, med dagens politiska och ekonomiska förutsättningar. Politiska beslut i positiv riktning för den förnybara elproduktionen kan emellertid resultera i att väsentligt fler investeringar kommer till stånd. Utredningen har endast tagit hänsyn till reella
TPF
3
FPT
planer och det som är på ett lösare planeringsstadium
har lämnats därhän. Utredningen vill härmed visa på behovet av att regeringen vid sin behandling av fondförslaget gör en uppdatering av prognosen för investeringsbehovet så att den reflekterar eventuella fattade politiska beslut.
Ansökningsförfarande
Berättigad att ansöka om fondmedel är den som planerar att till elnätet ansluta en produktionsanläggning som enligt lag (2003:113) om elcertifikat (2 kap) uppfyller förutsättningarna för att tilldelas elcertifikat
TPF
4
FPT
. Fonden ska ha fyra ansökningstillfällen per år och beslut om tilldelning ska ske inom högst fyra månader från sista datum för ansökan (se figur 4.1). Anläggningsinnehavare ska inte ha rätt att överklaga eventuella avslag. Däremot ska det vara möjligt att återkomma med en ny eller reviderad ansökan i samma ärende.
Figur 4.1 Tidplan för fondens ansökningsförfarande
1/1
1/4
1/7
1/10
31/1
31/4
31/7
31/10
Ansökan 1
Beslut 1
Ansökan 3
Beslut 2
Ansökan 4
Beslut 3
Beslut 4
Ansökan 2
För att få ersättning ska investeringsbehovet styrkas av elnätsföretaget och prövas av fondens beslutsorgan.
TP
2
PT
Se författningsförslag Elnätsinvesteringsfond 4 §.
TP
3
PT
Har inkommit med tillståndsansökan (miljöprövning), anläggningar över 25 MW.
TP
4
PT
Observera att detta exempelvis exkluderar havsbaserade anläggningar som placeras utanför
svenskt territorialvatten eftersom dessa inte berörs av den svenska elcertifikatslagen.
109
Överväganden och förslag SOU 2008:13
För vad kan man söka?
Fonden kan inte delfinansiera elnät inom produktionsanläggningen, utan endast det delar i nätet som blir tillgängligt för övriga nätanvändare vilket t.ex. innebär att de ledningar som är koncessionsfria inte kan bli föremål för finansiering från fonden.
Högst 100 procent av de kostnader som överstiger den del som elproducenten själv ska stå för (enligt utredningens förslag är en lämplig utgångspunkt 1,3 miljoner kronor per megawatt i den planerade anläggningen) kan sökas från fonden. Fondens beslutsorgan kan även reducera det ansökta beloppet om den finner att delar av det ansökta beloppet inte kan hänföras till tillkommande förnybar elproduktion. Detsamma gäller om det i efterhand visar sig att det som skulle bli certifierad elproduktion i själva verket inte uppfyller kraven för att tilldelas elcertifikat. Då ska en proportionell del av ersättningen återbetalas till fonden.
Fördelning av kostnader mellan producenter
Förslag om förtida delning
Energinätsutredningens (M2006:03) delbetänkande från december 2007 innehåller ett förslag om delning av kostnader för anslutning i den del dessa är till nytta för andra. Bestämmelsen är tänkt att gälla för såväl uttagskunder som elproducenter. Energinätsutredningens förslag bygger på principen om att kostnaderna ska fördelas på förhand utifrån tillgänglig information om framtida anslutningar inom tio år från den första anslutningen. Energinätsutredningens förslag lyder som följer: “Vid utformningen av en anslutningsavgift enligt första och andra styckena ska även beaktas om en förstärkning i elnätet är till nytta för annan än anslutningskunden eller kan förväntas bli till nytta för framtida anslutningskunder inom tio år från anslutningen. En nätavgift för anslutning för en kund som inom tio år från en tidigare kunds anslutning dragit nytta av dennes anslutning, ska utformas så att den tillkommande kunden betalar samma avgift som den ursprungliga kunden för den del av anslutningen som varit till nytta för denne. När det gäller anslutningar för kunder (såväl inmatnings- som uttagskunder) som avser att bedriva näringsverksamhet bör begränsningen av begreppet framtida anslutningskunder vara något snävare. Normalt bör dessa anses som framtida anslutningskunder endast när dessa har begärt en anslutning eller inkommit med
110
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
en sådan förfrågan till elnätsföretaget samt påbörjat förfarandet med behövliga tillstånd för sin verksamhet.”
Utredningen vill härmed ansluta sig till Energinätsutredningens förslag. Förutsättningen för att ansluta till förslaget är dock att delning mellan kunder som avser att bedriva näringsverksamhet (för inmatning av el) tillämpas så att tidsperioden inom vilken delning är aktuell uppgår till i normalfallet minimum två år. I det fall detta kriterium inte infrias eller regeringen beslutar sig för att inte gå fram med Energinätsutredningens förslag presenteras här ett alternativ vilket bygger på delning av kostnader i efterhand:
Förslag om efterhandsdelning
Om en nätavgift för anslutning har finansierats av fonden, av ett nätföretag eller elproducent samt det efter detta ansluts en ny producent vilken har nytta av den gjorda nätinvesteringen, ska även den nya producenten vara med och betala. Förslaget innebär att detta gäller till 100 procent under fem år, 80 procent år sex, 60 procent är sju, 40 procent år åtta och 20 procent år nio för att sedan upphöra. Storleken på efterbetalningen ska vara sådan att det blir likvärdigt om producenten kommer först eller om han eller hon avvaktar att andra producenter går före. Den nytillkommande producenten ska enligt utredningens förslag betala den som har finansierat nätutbyggnaden, dvs. nätföretaget eller den som har betalat nätavgiften för anslutning. Det betyder att om fonden har finansierat nätavgiften för den första producenten (förutom egenfinansieringen) så ska även tillkommande elproducenter betala motsvarande avgift till fonden. Om fonden inte är inblandad i anslutningen så ska betalningen ske till den först anslutna producenten eller i förekommande fall nätföretaget. I det fall fonden har betalat del av nätavgiften för anslutning skriver fonden och nätföretaget ett avtal vilket leder till en skyldighet för nätföretaget att tillämpa efterhandsbetalning i det aktuella området. Nätbolaget har en skyldighet att anmäla till fonden när efterkommande anslutningskunder ska vara föremål för betalning i efterhand. Anmälningsskyldigheten gäller även gentemot den enskilde elproducent som genom nätbolaget har rätt till betalning i efterhand. Förutsättningen är i samtliga fall att den initiala nätförstärkningen har varit till nytta för efterkommande anslutningskunder.
Fonden avvecklas den dag som elnätet inte kräver förbättringar (som producenterna har behov av stöd för) för att öka den förny-
111
Överväganden och förslag SOU 2008:13
bara elproduktionen och/eller den dag elcertifikatssystemet upphör. Eventuellt kvarvarande kapital tillförs statskassan.
4.1.3 Utredningens överväganden
För att åstadkomma en omfattande utbyggnad av produktionen av förnybar el kommer det på sikt att krävas förstärkningar i elnäten. Nuvarande regelverk innebär att elproducenten får räkna med att själv stå för nätkostnader som kan hänföras till anläggningen. För t.ex. en offshoreinstallation kan kostnaden bli mycket hög
TPF
5
FPT
.
För förstärkningar i nätföretagets nät orsakade av ny produktion kan i många fall en trappstegseffekt inträffa där en viss ny producent med det nuvarande regelverket får betala hela kostnaden vilket i praktiken förhindrar denna producent att göra sin investering. Generellt kan det konstateras att det är svårt att planmässigt avgöra vilka delar av elnätet som kan behöva förstärkas. När det gäller vindkraften konstateras i vindkraftutredningens betänkande att det finns behov av förstärkning på ett flertal platser. Kartläggningar av vindpotentialen gjorda av Energimyndigheten visar att det ofta är platser som är glest befolkade som har goda vindlägen
TPF
6
FPT
. Detsamma torde gälla för andra produktionsformer, inte minst vattenkraft. Det innebär att anslutning av elproduktion i sådana områden kräver kostsamma investeringar i det elnät till vilket anslutning sker. Enligt nu rådande rättsläge ska det elnätsföretag som anläggningen ansluts till debitera den anslutande producenten de kundspecifika kostnader som anslutningen medför. Detta inkluderar även kostnader för förstärkning av ovanliggande nät, såväl region- som stamnät. Skäligheten i anslutningskostnaderna blir ofta föremål för diskussioner vilka försenar utbyggnadsprocessen eller orsakar att den inte alls blir av. Detta är olyckligt eftersom det kan handla om tillkommande produktion som skulle kunna främja elmarknadens utveckling. För nätinvesteringar i stamnätet gäller följande: Om kostnaderna för en förstärkningsåtgärd inte täcks genom framtida tariffintäkter samt om nyttan av förstärkningen huvudsakligen tillfaller nyetableringen regleras Svenska Kraftnäts kostnader för förstärkningar och anslutningskostnader genom ett s.k. investeringsbidrag från producenten. Om förstärkningen däremot kommer hela stamnätssystemet
TP
5
PT
Enligt uppgift från Vattenfall var kostnaden för anslutning av Lillgrund cirka 2,7 miljoner
kronor per megawatt att jämföra med 1,2 miljoner kronor per megawatt vilket är snittkostnaden.
TP
6
PT
112
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
tillgodo, s.k. systeminvesteringar, står Svenska Kraftnät för hela kostnaden. Utredningen anser att då kostnaderna för Svenska Kraftnäts systeminvesteringar kollektiviseras till samtliga nätanvändare via stamnätstariffen är det viktigt att även andra större nätinvesteringar kan kollektiviseras på motsvarande sätt så att det inte har någon större betydelse vilket som är nätföretaget.
Det är också viktigt att de samhällsekonomiska aspekterna kommer in på så sätt att lösningar med lägst kostnad kommer först. Detta beaktas genom att fonden prioriterar de ansökningar som för fonden har lägst kostnad räknat per producerad energienhet. Vid en samhällsekonomisk bedömning måste hela den kostnad för nätförstärkning som skulle ha orsakats av producenten bedömas. Det vill säga kostnaden för den del av nätförstärkningen som enbart kommer producenten tillgodo, oavsett om den ligger på stamnät, regionnät eller lokalnät. Dock bör hänsyn inte tas till de systeminvesteringar som ansökan orsakar på stamnätet vid den samhällsekonomiska bedömningen eftersom detta riskerar att orsaka diskriminering av geografiska skäl. En av huvudprinciperna för att en investering ska vara berättigad till ersättning via fonden är således att den är samhällsekonomiskt motiverad. Det betyder att för att en ledning ska byggas ska det finnas ett tekniskt behov, inte enbart en företagsekonomisk fördel för en enskild part.
Utredningen har fört diskussioner om huruvida det är lämpligt att nätföretaget eller den tillkommande elproducenten ska stå för ansökan om tilldelning från fonden. Endera av dessa lösningar är tänkbar. Utredningen har valt att föreslå elproducenten som ansökande part. Argument för detta är bl.a. att den enskilde producenten har störst incitament att få ansökan bifallen och därför är mer angelägen om att uppnå en ekonomiskt fördelaktig lösning.
Genom att det är elproducenten som formellt erhåller medel från fonden påverkas inte EMI:s ekonomiska reglering av nätbolagen eftersom det ur nätbolagens synvinkel ser likadant ut som utan fonden; nämligen att anslutningskostnaderna betalas av anslutande anläggningsägare. Nätutbyggnaderna bekostas således av elproducenterna idag och kan i framtiden medfinansieras av fonden. Ägandet tillfaller fortfarande nätbolagen varvid deras kapitalbas ökar. Det är dessutom så att fonden syftar till att underlätta de samhällsekonomiskt motiverade nätinvesteringar som utan fondens medverkan inte hade blivit genomförda. Resultatet blir således att mer elnät byggs än tidigare.
113
Överväganden och förslag SOU 2008:13
Det är av stor vikt att undvika investeringar i nätet vilka inte behövs när de väl är byggda. Ett förslag till lösning som har framförts till utredningen är att fondens beslutsorgan ska kräva att en bestämd andel av utbyggnadspotentialen i ett område ska vara uppbokad innan fonden går in och finansierar en nätinvestering. Utredningen anser att detta beaktas i och med att fondens beslutsorgan bedömer ansökningarna. Om ansökaren kan göra det troligt att investeringen kommer att leda till en större mängd förnybar elproduktion så kommer därmed sannolikheten att ansökan accepteras att öka. Det finns därmed ett incitament från ansökaren att kunna visa att det finns ett konkret behov av utbyggnaden. Ett förslag som har framförts till utredningen är att införa en depositionsavgift på 10–15 procent av det totala investeringsbehovet. Utredningen bedömer dock att den föreslagna egenfinansieringen i tillräcklig grad medverkar till en viss återhållsamhet. En utmaning ligger i att fondens arbete kan bedrivas effektivt. Den får därmed inte belastas med för många ansökningar, vilket skulle kunna medföra att nätinvesteringar försenas istället för att underlättas. Detta är det främsta skälet till förslaget om en egenfinansiering. Utredningen anser att egenfinansieringens storlek inte bör skrivas in i lagen utan i en fondinstruktion. Detta för att den ska kunna justeras till en nivå som gör fondens arbete effektivt. Till utredningen har det även föreslagits att ersättningen från fonden ska anges i X kronor per megawatt ”för att bevara den styrande effekten”. Utredningen har istället valt att föreslå en egenfinansiering på 1,3 miljoner kronor per megawatt. Denna nivå har satts utifrån den genomsnittliga investeringskostnaden för nyanslutningar av vindkraft
TPF
7
FPT
. Motivet för att ersätta endast investeringar över denna nivå är att fonden ska främja investeringar som p.g.a. fördyrande omständigheter riskerar att annars inte bli av trots att det exempelvis handlar om vindkraft i områden med goda vindförhållanden. Utredningen gör bedömningen att det är bättre om den initiala självrisken, här vald till 1,3 miljoner kronor per megawatt, i utgångsläget är för hög och eventuellt sedan sänks, än att börja för lågt för att sedan höja. Det är viktigt att den stora majoriteten av alla producenter av ny förnybar elproduktion gör sina investeringar istället för att avvakta fondens beslut som mycket väl kan vara negativa. Därför är det bra med en tydlig gräns. Fondens beslutsorgan har som uppgift att ständigt tillse att endast samhällsekonomiskt motiverade investeringar beviljas medel. I vissa fall kan emellertid kostnadsnackdelen
TP
7
PT
Enligt uppgifter insamlade av utredningen under maj 2007 är denna cirka 1,2 Mkr.
114
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
bestå i att anslutningen skulle orsaka behov av utbyggnad av stamnätet. Den geografiska belägenheten är dock något som inte ska påverka bedömningen av en enskild ansökan. I Svenska Kraftnäts uppdrag
TPF
8
FPT
ligger även att utveckla kraftöverföringssystemet så att de
krav beaktas som ställs på verksamheten med hänsyn till bl.a. energipolitiken, regionalpolitiken och miljöpolitiken. Särskilt med hänsyn till den inriktning inom den svenska energipolitiken, som syftar till en ökad produktion av förnybar el, är det rimligt att även stamnätet, givetvis inom godtagbara kostnadsramar, utvecklas efter de behov som råder. Om fonden skulle vara tvungen att beakta Svenska Kraftnäts systeminvesteringar och planer, skulle det i praktiken också innebära att Svenska Kraftnät indirekt skulle kunna påverka vilka produktionsanläggningar som byggs vilket inte ligger i deras uppgift. Dessutom innebär beslut om investeringar i stamnätet att en mängd olika parametrar måste beaktas inklusive risk för effektbrist, internationell elhandel, effektiv reglermarknad, effektivt utnyttjande av vattenkraftsresurser, marginaler för hantering av plötsliga händelser i systemet etc. Det skulle orsaka en mycket komplicerad process om fonden skulle tvingas beakta Svenska Kraftnäts bedömning av huruvida en viss installation av ny förnybar kraft skulle orsaka behov av systeminvesteringar. Svenska Kraftnät har till utredningen även betonat att det inte ligger i deras uppdrag att avgöra var tillkommande elproduktion ska lokaliseras, se utdrag ur Svenska Kraftnäts vindkraftsutredning
TPF
9
FPT
.
Det måste dock noteras att utredningen ser det helt i sin ordning att fonden skulle kunna finansiera nätavgifter för anslutning till Svenska Kraftnät (dvs. det som Svenska Kraftnät kallar ”investeringsbidrag”). Antag till exempel att en större vindkraftspark ska anslutas till ett regionnät och detta medför att även Svenska Kraftnät måste förstärka sitt nät där regionnätet är anslutet till stamnätet. I det fallet kommer Svenska Kraftnät kräva en nätavgift för anslutning (= ett ”investeringsbidrag”) från regionnätet som i sin tur kommer föra denna kostnad vidare till elproducentens nätavgift för anslutning inklusive övriga kostnader för regionnätsägaren. Elproducenten har då möjlighet att ansöka från fonden om delar av sin nätavgift för anslutning, vilken därmed inkluderar en viss ersättning till Svenska
TP
8
PT
Förordning (1991:2013) med instruktion för Affärsverket svenska kraftnät.
TP
9
PT
Storskalig utbyggnad av vindkraft – några förutsättningar och konsekvenser, maj 2007: ”Det
bör nämnas att det är marknadsaktörerna som bestämmer när och var ny elproduktion skall planeras, projekteras och byggas. Svenska Kraftnäts uppdrag är att genomföra anslutningen och hantera eventuella överbelastningar av överföringskapaciteten som kanske följer av anslutningen.”
115
Överväganden och förslag SOU 2008:13
Kraftnät. Utredningen ser inget hinder i att fonden skulle kunna delfinansiera denna typ av nätavgift för anslutning förutsatt att just denna anläggning prioriteras framför andra. Ett liknande fall är om en större havsbaserad vindkraftspark (belägen innanför svenska territorialvattengränsen så att elcertifikat kan erhållas), vill ansluta sig till Svenska Kraftnät och bildar ett nätbolag för anslutningen mellan vindkraftsparken och en punkt i stamnätet. Om Svenska Kraftnät då behöver förstärka sitt nät (dock ej systeminvesteringar) och tar en avgift för detta från det nybildade nätbolaget, så kommer därmed elproducenten att betala en nätavgift för anslutning till det nybildade nätbolaget vilket inkluderar kostnaden för hela det nya nätet inklusive avgiften till Svenska Kraftnät. Utredningen ser inget hinder i att fonden skulle kunna delfinansiera även denna typ av nätavgift för anslutning förutsatt att just denna anläggning prioriteras framför andra.
Utredningen gör dock bedömningen att en eventuell medverkan från Svenska Kraftnät i fondens beslutsorgan skulle riskera att medföra att det uppstår jävsituationer där Svenska Kraftnät inte skulle kunna delta i beslutet, bland annat i de fall som nämns ovan. Det finns dock ingenting som hindrar att beslutsorganet adjungerar Svenska Kraftnät vid behov. I övrigt ser utredningen behov av att fonden har viss nyckelkompetens. Ett sådant grundläggande område är att kunna göra bedömningar om framtida förnybar elproduktion, när var och hur denna kommer att ske, eftersom det är en grundläggande kunskap för att avgöra hur många anläggningar som behöver stöd från fonden. När det gäller värderingen av individuella ansökningar är den kompetens som Energimarknadsinspektionen redan idag besitter avseende rimligheten i kostnader för nätanslutningar av avgörande betydelse. Utredningen anser att uppdrag bör ges till Energimyndigheten och Energimarknadsinspektionen att inventera behovet av kunskapsuppbyggnad samt av ytterligare personalresurser för ett fullgott arbete i fondens beslutsorgan.
Nätföretaget har den bästa förutsättningen att överblicka det totala investeringsbehovet och de kostnader som är förknippade med detta samt att planera inför framtida behov av nätkapacitet. Då ansökningarna görs direkt av den enskilde elproducenten ställer det stora krav på fondens beslutsorgan att höra elnätsföretagen vid prövning av ärenden. Detta är viktigt för att få en klar uppfattning om presumtiva producenters intresse av utbyggnaden. Nätföretaget har skyldighet att medverka till att fondens beslutsorgan får bästa möjliga beslutsunderlag.
116
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
Enligt förslaget kan elproducenten erhålla högst 100 procent av kostnaderna (förutom egenfinansieringen) täckta från fonden. Detta innebär att om en producent är beredd att betala en större del av kostnaderna så sjunker därmed behovet av medel från fonden och ansökan har möjlighet att få en högre prioritet.
Det är viktigt att ha en tidsgräns för hur fort ansökningarna ska behandlas. Det får inte vara fondens existens i sig som utgör ett hinder för en expansion av den förnybara energin. Fyra månader bedöms som en lämplig tidsbegränsning från sista ansökningsdag tills det att beslutsorganet har fattat sitt beslut. Denna tidsbegränsning ställer dock krav på hög kvalitet på ansökningarna. För att ge beslutsorganet bästa möjliga beslutsunderlag är det lämpligt att samordna ansökningarna. Utredningen har funnit att fyra ansökningstillfällen per år tillgodoser såväl producentens krav på tidsutdräkt som beslutsorganets behov av samordning. Ansökan sker med tre månaders mellanrum medan det kan gå fyra månader till beslut. Detta ger möjlighet till en månads överlappning så att beslutsorganet vid beslut av första ansökningsomgången redan har fått in den andra ansökningsomgången (se figur 4.1). Det kan t.ex. vara så att många ansöker i början av året men att den andra omgången är mer sparsam. Beslutsorganet kan då med ledning av informationen i andra ansökningsomgången vara mer generös i tilldelningen till den första. Även om man givetvis inte hinner värdera ansökningarna i andra omgången innan den första ska beslutas så vet man var dessa är geografiskt lokaliserade. Det går att avgöra om intresset är stort i ett område där man redan har ansökningar och det går att göra överslag för hur stort kapitalbehovet är för dessa. Detta gör en samordning möjlig av ansökningar i samma område.
Det råder för närvarande starka önskemål om att undvika tillskapandet av nya myndigheter. Detta gör att man bör finna en värdmyndighet där fondens administration kan placeras. Fonden blir alltså inte en egen myndighet utan ett särskilt beslutsorgan hos värdmyndigheten, t.ex. Energimarknadsinspektionen eller Energimyndigheten. Instruktioner för en styrelse för fonden ges i instruktionen för värdmyndigheten och ledamöterna tillsätts av regeringen. Ett särskilt beslutsorgan är ansvarigt gentemot regeringen och inte i förhållande till värdmyndigheten.
Förslag har även framförts som innebär att ett Nätråd bildas. Detta skulle ha en beredande funktion för fonden. I Nätrådet kan representanter för Svensk Energi, Svensk Vindkraft, SERO, Svenska Kraftnät och Energimyndigheten ingå och sökande skulle ha möjlig-
117
Överväganden och förslag SOU 2008:13
het att föredra sina ansökningar inför Nätrådet. Detta skulle enligt utredningen kunna fylla en funktion. Det är dock viktigt att hålla isär prioriteringar mellan olika ansökningar och beskrivningen av dessa. I fondens ansvar ingår även att säga nej till vissa ansökningar. Det är knappast rimligt att olika sakägare, som nätbolag och presumtiva producenter, deltar i denna process. I ”beredningen” ingår bland annat att göra en bedömning av hur mycket förnybar el som en viss nätinvestering kan förväntas resultera i. Det är en grundläggande parameter för om en ansökan ska accepteras eller inte. Det är viktigt att denna bedömning görs av en oberoende instans, dvs. inte av det föreslagna Nätrådet. Utredningen föreslår att fondens beslutsorgan själv ansvarar för inhämtande av fakta och hur detta ska gå till i respektive fall. Vissa ansökningar kan kräva en omfattande samordning och beslutsorganet kan då välja att tillkalla en referensgrupp. Det kan emellertid skilja från fall till fall vilka som ska ingå i denna grupp.
Det är som nämnts ovan endast kostnader som ingår i nätavgiften för anslutning som kan delfinansieras av fonden. Fonden kan inte delfinansiera elnät inom produktionsanläggningen, utan endast det nät som blir tillgängligt för övriga nätanvändare. Detta innebär t.ex. att en anslutningsledning som är koncessionsfri inte kan bli föremål för finansiering från fonden, ej heller räknas in i den del som egenfinansieras av producenten.
Utredningen har valt att föreslå att fonden finansieras genom avgifter från nätföretagen. Avgifterna fördelas mellan nätföretagen efter deras underliggande elkonsumtion hos slutkunden. Nätföretagen har framfört till utredningen att det är viktigt att avgiften med denna konstruktion ingår i beskattningsunderlaget för momsberäkningen, främst av administrativa skäl. Utredningen gör den bedömningen att den svenska mervärdeskattelagen (1994:200) ger stöd för att avgiften ska momsbeläggas
TPF
10
FPT
i och med att kostnaden förs
vidare till slutförbrukaren. Nätbolagen har enligt regelverket rätt att föra vidare denna typ av kostnader.
Ett förslag till utredningen har varit att ta in fondavgiften via elcertifikatssystemet. Utredningen har emellertid ansett det viktigt att särskilja finansiering av nätutbyggnad från elcertifikatssystemet som har som syfte att främja utbyggnad av förnybar elproduktion.
TP
10
PT
Enligt artikel 78 i mervärdesskattedirektivet 2006/112/EG som den svenska mervärdesskattelagen, ML, bygger på, och 7 kap 2 § ML gäller att moms tas ut på ett beskattningsunderlag som innefattar priset på varan inklusive skatter, tullar, avgifter och övriga pålagor exklusive moms. Även före Sveriges EU-inträde gällde principen om att moms tas ut på ett underlag inklusive annan skatt än själva momsen.
118
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
Ett annat önskemål har varit att finansieringen av fonden ska ske genom stamnätstariffen. Utredningen har emellertid funnit att det är viktigt att alla elanvändare är med och betalar till nätinvesteringarna eftersom värdet av en ökad produktion av förnybar el tillfaller alla elanvändare och miljömässigt hela samhället. Svenska Kraftnäts tariffer skiljer sig åt mellan olika delar av landet vilket medför att grupperna av elanvändare inte betalar lika stora andelar av Svenska Kraftnäts kostnader. Vid en fördelning på samtliga elanvändare uppnås även syftet att avgiften till fonden ska bli så låg som möjligt vilket ger minsta möjliga påverkan på elmarknaden.
Angående möjligheten att överklaga anser utredningen att detta inte ska vara möjligt. Tilldelning sker endast i mån av medel och det är naturligt att fonden först accepterar de mest kostnadseffektiva förslagen och därmed säger nej till de dyrare. Vartefter tiden går kommer dock dyrare förslag accepteras, vilket gör att en ansökan som fått nej i ett läge mycket väl kan accepteras senare. Det krävs dock att en förnyad ansökan görs, fonden ska inte tillämpa kösystem. Det kan här också tilläggas att när fonden har godkänt en ansökan så innebär det också att nätavgiften för anslutning är godkänd av Energimarknadsinspektionen. I annat fall skulle inspektionen hamna i en dubbelroll där man först i fonden godkänner en avgift som senare kan överklagas just till inspektionen. Detta är självfallet orimligt.
Till utredningen har inkommit alternativa förslag för inrättande av en fond. Förslagen innebär att alla nya anläggningar för produktion av förnybar el genom fonden får ett bidrag per megawatt installerad effekt. Utredningen bedömning är att det alternativa fondförslaget inte löser det problem som fonden i huvudsak har för avsikt att lösa, nämligen trappstegsproblematiken och kostnadsnackdelar för vissa producenter. Dessutom riskerar ett allmänt investeringsbidrag att gynna sådan produktion som inte har någon kostnadsnackdel i form av högre kostnader för anslutning till elnätet. Eftersom bidraget inte är behovsprövat blir resultatet att fonden riskerar att ytterligare förbättra kalkylen för sådan produktion som redan är gynnad. Utredningens förslag är främst inriktat på att lösa situationer med nätanslutningskostnader högre än genomsnittet och att fördela kostnaderna mellan tillkommande producenter över tiden.
119
Överväganden och förslag SOU 2008:13
Fördelning av kostnader mellan producenter
Behovet av att fördela nätkostnader för anslutning över tiden mellan tillkommande producenter existerar redan idag. I och med fonden tillkommer ytterligare ett incitament till att inte vara först med att ansluta sig om det handlar om nätinvesteringar som även andra producenter kommer att ha nytta av i framtiden. Problemet med höga initialkostnader för nätinvesteringar som flera kommer att ha nytta av brukar kallas trappstegsproblematik. Det finns exempel på nätföretag som redan idag väljer att stå för initialkostnaden, för att på ett idag oreglerat sätt fördela denna mellan tillkommande producenter. Exempel på tänkbara lösningar är både delning i förtid (en lika stor avgift tas ut av den första som av de kommande producenterna, beräknat på en viss tidsperiod) och i efterhand (hela kostnaden tas ut av den förste producenten och kommande producenter får ersätta denna i efterhand). När det gäller s.k. delning i förtid är detta en princip som redan i dag tillämpas av Energimarknadsinspektionen, dock endast vid anslutningar utanför sammanhållen bebyggelse. Principen om delning har hittills tillämpats i två fall. För det första vid nyanslutning när befintlig fastighet ansluts och övriga befintliga fastigheter i samma område bedöms kunna ansluta sig senare och för det andra när nätföretaget vid en nyanslutning förstärker befintligt nät genom att antingen byta ut den befintliga ledningen eller förlägga en parallell ledning.
Såväl fonden som förtida delning enligt Energinätsutredningens förslag kan illustreras med följande två exempel:
1. Bara delning: Ett vindkraftsprojekt om 10 MW behöver en anslutningsledning som kostar 8 Mkr. Nätföretaget behöver dessutom göra nätförstärkningar som kostar 10 Mkr, för att det ska gå att ansluta denna vindkraftsanläggning. Tack vare nätförstärkningarna går det dock att ansluta ytterligare totalt 40 MW vindkraft och det finns ansökningar som täcker dessa 40 MW. Med förtida delning ska därmed nätföretagets förstärkningskostnader delas upp och kostnaden blir då 0,2 Mkr/MW. Total nätkostnad för aktuellt vindkraftsprojekt blir därmed 0,8 Mkr/MW (anslutningsledning) + 0,2 Mkr/MW = 1 Mkr/MW, vilket är lägre än den föreslagna gränsen för egenfinansiering. Om inte förtida delning funnits hade hela nätförstärkningen (om den är nödvändig) betalats via anslutningsavgiften vilken därmed hade blivit 0,8 Mkr/MW+ 1,0 Mkr/MW = 1,8 Mkr/MW. Förtida delning minskar därmed behovet av fonden. Exemplet visar även på be-
120
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
hovet av efterhandsdelning om inte förslaget om förtida delning blir av. Om inte vare sig förtida delning eller efterhandsdelning tillämpas så kommer den som först ansöker från fonden att själv få betala 0,5 Mkr/MW för nätförstärkningarna (= skillnaden mellan kostnaden för anslutningsledningen och fondens egenfinansiering), medan de som redan är planerade, men som inte var först (dvs. övriga 40 MW) inte behöver betala någonting alls för nätförstärkningarna. Detta leder i så fall till förseningar i hela processen eftersom ingen vill vara först. Med efterhandsbetalning måste även de som kommer inom ett par år vara med och betala för nätförstärkningar. 2. Såväl delning som fond: Ett vindkraftsprojekt om 10 MW (pro-
jekt A) behöver en anslutningsledning som kostar 9 Mkr. Nätföretaget behöver dessutom göra nätförstärkningar som kostar 10 Mkr för att det ska gå att ansluta denna vindkraftsanläggning. Tack vare nätförstärkningarna går det dock att ansluta ytterligare totalt 40 MW vindkraft men det finns endast konkreta ansökningar för ytterligare 10 MW (projekt B). Däremot finns det framtida planerade vindskraftverk som omfattar ytterligare 30 MW. Med förtida delning ska därmed nätföretagets förstärkningskostnader delas upp mellan projekt A och B. Kostnaden blir då 0,5 Mkr/MW. Total nätkostnad för aktuellt vindkraftsprojekt blir därmed 0,9 Mkr/MW (anslutningsledning) + 0,5 Mkr/MW = 1,4 Mkr/MW, vilket är högre än gränsen för egenfinansiering. Det är då möjligt att erhålla finansiering från fonden för kostnaden över egenfinansieringen. Finansiering från fonden erhålls om nätförstärkningarna bedöms samhällsekonomiska. Som framgår av exemplet medför fonden att nätförstärkningar som kan komma framtida förnybar energi tillgodo, vilken inte beaktas vid förtida delning, kan erhålla finansiering från fonden.
Utredningen har noterat att Energinätsutredningen (M 2006:03) i sitt delbetänkande av december 2007
TPF
11
FPT
föreslog en lösning på
trappstegsproblematiken som bygger på förtida delning. Denna innebär att man vid utformningen av nätavgiften för anslutning ska ta hänsyn till om en förstärkning är till nytta eller kan förväntas bli till nytta för framtida anslutningskunder inom tio år från anslutningen. Nätavgift för anslutningen ska utformas så att den tillkommande kunden betalar samma avgift som den ursprungliga
TP
11
PT
SOU 2007:99 Förhandsprövning av nättariffer m.m.
121
Överväganden och förslag SOU 2008:13
kunden för den del av anslutningen som har varit till nytta för denne. Energinätsutredningen skriver dock: ”När det gäller anslutningar för kunder (såväl inmatnings- som uttagskunder) som avser att bedriva näringsverksamhet bör begränsningen av begreppet framtida anslutningskunder vara något snävare. Normalt bör dessa anses som framtida anslutningskunder endast när dessa har begärt en anslutning eller inkommit med en sådan förfrågan till elnätsföretaget samt påbörjat förfarandet med behövliga tillstånd för sin verksamhet.”
Utredningen utgår ifrån att begreppet ”framtida anslutningskund” (dvs. att dessa ”har begärt en anslutning eller inkommit med en sådan förfrågan till elnätsföretaget samt påbörjat förfarandet med behövliga tillstånd för sin verksamhet.”) tolkas på ett sådant sätt att ett samhällsekonomiskt nät byggs upp. Antag exempelvis att en elproducent ansöker om att ansluta en vindkraftsanläggning. Samtidigt finns fyra anläggningar som med stor sannolikhet antas tillkomma medan ytterligare tre bedöms som troliga men osäkra. Frågan är då om nätet ska dimensioneras för fem (1+4= 5) anläggningar eller åtta (1+4+3=8) anläggningar. Oftast medför det en betydligt lägre kostnad om nätet byggs för fler anläggningar direkt än om man exempelvis först bygger ut det för fem anläggningar och i ett senare skede för ytterligare tre. Det kan också vara så att den extra investeringen för ytterligare tre kan medföra sådana kostnader att dessa tre anläggningar inte blir av.
Med både Energinätsutredningens förslag och med utredningens förslag till kostnadsdelning i efterhand, i det fall återbetalningen sker till nätbolaget, riskeras överkompensation. Detta löses emellertid genom tariffregleringen. Nättarifferna anpassas då så att den totala intäktsramen inte överskrids. Problemet med överkompensering, dvs. att efterbetalningarna överskrider de initiala nätinvesteringarna, finns även med fondförslaget. I områden med många tillkommande producenter kan det innebära att fonden går med ”vinst”. I andra områden kan fondens kostnader däremot bli permanenta såtillvida att inga efterkommande producenter är med och finansierar nätinvesteringen. Den eventuella överkompensation som fonden kan bli föremål för regleras emellertid även den genom att avgiften från nätbolagen kan minskas.
Utredningen konstaterar att Energinätsutredningens förslag innebär att problemet med trappstegskostnader minskar. Om förslaget med förtida delning blir verklighet innebär det att det inte finns något behov av ett ytterligare förslag om efterhandsdelning. Förslaget för-
122
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
utsätter att fördelningen av nätinvesteringskostnader mellan flera elproducenter håller för en granskning av Energimarknadsinspektionen. Förutsättningen för att utredningen ska kunna ansluta sig till Energinätsutredningens förslag är dock att delning mellan kunder som avser att bedriva näringsverksamhet (för inmatning av el) tillämpas så att tidsperioden inom vilken delning är aktuell uppgår till i normalfallet minimum två år.
Energinätsutredningens förslag, om det genomförs, minskar även behovet av fonden. En förtida delning av trappstegskostnader löser nämligen en del av de problem som fonden är avsedd att lösa. Det är trots detta utredningens övertygelse att behovet av fonden kvarstår särskilt i lägen med mycket stora initialkostnader och där det råder stor osäkerhet om framtida tillströmning av elproducenter. I det räkneexempel som nämns i nästa avsnitt är samtliga anläggningar som beräknas få bidrag från fonden av den karaktären att Energinätsutredningens förslag inte skulle täcka denna typ av kostnader. Det är även fullt möjligt att tänka sig situationer där fonden och förtida delning tillämpas samtidigt. Ett exempel kan vara där en vindkraftsanläggning ansöker om anslutning och anslutningsledningen är relativt lång samt att det behövs göras förstärkningar i det nät till vilket vindkraftsanläggningen ansluts. Dessa nätförstärkningar har då även senare anslutna vindkraftsanläggningar nytta av. Om det trots en förtida delning leder till en kostnad som överstiger egenfinansieringen (1,3 Mkr per MW) så kommer det därmed finnas en möjlighet att få stöd från fonden samtidigt som förtida delning tillämpas, dvs. de som ansluts senare deltar också i finansieringen av nätförstärkningen. I det fall förtida delning tillämpas och fonden delfinansierar så måste fonden vid beslut även beakta att den eventuellt måste vara med och delfinansiera även de framtida anslutningar vilka beaktats vid den förtida delningen. Det kan här noteras att förtida delning enbart gäller de gemensamma delarna av nätförstärkningen, medan fonden beaktar hela kostnaden dvs. såväl anslutningsledningen (som enbart är till för en kund) som andel av kostnaden för nätförstärkningen vilken kan gynna flera användare.
Ekonomiska konsekvenser
Fonden ska som nämnts ovan finansieras via en avgift på nätföretagen vilken kommer att påföras nätkundernas fakturor. Utredningen har gjort ett försök till uppskattning av fondens kapitalbehov vilket
123
Överväganden och förslag SOU 2008:13
redovisas i tabellerna nedan. Det är dock svårt att sia om de kostnader som kommer att gälla i framtiden. Det bör betonas att detta enbart är räkneexempel utifrån den utbyggnadstakt som bedöms rymmas inom det nuvarande elcertifikatssystemets ramar. Om inte dessa projekt blir av så är det troligt att andra kommer till i deras ställe. Den totala omfattningen är dock begränsad genom elcertifikatskvoten. Uppgifterna avser endast vindkraft eftersom det är där det största behovet av elnätsförstärkningar är att vänta. Nätinvesteringarna för nya kraftvärmeverk kommer i allmänhet enligt utredningens erfarenhet sällan att ha behov av fondmedel för sina anslutningsavgifter. När det gäller större kraftvärmeverk så är de i regel lokaliserade i tätort där elnätet håller en hög kapacitet. Småskalig biokraft kommer troligen inte att bli aktuell för fonden. I regel är verken för små och främst inriktade på egen konsumtion. När det gäller de större gårdsverken som byggs för att leverera el ut på nätet så är det tveksamt ifall nätkostnaden kommer upp till fondens egenfinansiering. Det nät som byggs och förstärks i anslutning till dem blir helt enkelt för litet.
De projekt som tas upp i tabellen nedan är hämtade från Svensk Vindkraft som typexempel. Utredningen har gjort egna efterforskningar om vad dessa skulle medföra i form av anslutningskostnader. Enligt detta exempel skulle en utbyggnad av knappt 8 TWh vindkraft medföra ett kapitalbehov på knappt 300 miljoner kronor mellan åren 2009 och 2012. Avgiften för nätkunden skulle då under dessa år bli i snitt 0,05 öre per kWh eller cirka 10 kronor per år för en normalstor eluppvärmd villa (20 000 kWh/år). Sammanställningen baseras på Svensk Vindkrafts egen lista över vindkraftsprojekt på mer än 25 MW och Energimyndighetens lista över planerade vindkraftsanläggningar. Det är alltså att betrakta som en lista med relativt stora projekt som kan tänkas bli föremål för finansiering från fonden och investeringskostnaderna blir därför inte representativa Utredningen har själv inte gjort något urval av vilka planerade elproduktionsanläggningar som vi tror blir byggda. Utredningen vill inte uttala sig om vilka projekt som kommer att bli aktuella för att få medel från fonden. Utredningen är medveten om att det finns många små såväl som stora vindkraftsanläggningar på land som kommer att bli av före de listade anläggningarna till havs. Tabell 4.2 som baseras på tabell 4.1 har till syfte att visa på storleksordningen på behovet av fondmedel, inte att bedöma kostnaderna för varje enskilt vindkraftsprojekt.
124
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
Tabell 4.1 Sammanställning av planerade vindkraftprojekt som exempel på fondens omfattning
Projekt Företag
Antal (lågt)
Beräknad
produktion,
TWh
Byggstart
Beräknad
kostnad per MW
Kostnad från fonden
Bondön NordanVind 18 0,07 2007 0
Lillgrund Vattenfall 48 0,33 2007 2,5 57,6
Strorrun DONG 12 0,08 2008 0,8 0
Vindpark Vänern
Vindpark Vänern 10 0,10 2008
0
Havsnäs RES Skandinavien 48 0,25 2008 1,0 0
Uljaboda Skellefteå kraft 12 0,10 2008 1,5 2,4
Hedboberget Vindkompaniet 15 0,10 2008 0,8 0
Bliekevare Vindkompaniet 20 0,13 2008 0,8 0
Säliträdberget Vindkompaniet 8 0,05 2008 1,0 0
Saxberget Stena 20 0,14 2008
0
Gabrielsberget Svevind
40 0,18 2009 1,5 8
Glötesvålen Vindkompaniet 30 0,27 2009 0,7 0
Sjisjka Vindkompaniet 30 0,25 2009 0,5 0
Rautirova Vindkompaniet 20 0,19 2009 1,0 0
Skottarevet Favonius 30 0,25 2010 1,3 0
Trolleboda Vattenfall 30 0,50 2010 2,5 36
Tolvmanstegen Eolus
20 0,14 2010
0
Blaiken Skellefteå kraft 80 0,60 2011 1,2 0
Utgrunden II EON
24 0,28 2012
Stora Middelgrundet
Universal Wind offshore
110 3,00 2012 2,5 132
Taggen Vattenfall 83 1,00 2012 2,5 99,6
708 8
335,6
Källa: Egen bearbetning av uppgifter från Svensk Vindkraft
125
Överväganden och förslag SOU 2008:13
Tabell 4.2 Beräkningsexempel av kostnader för nätkunder med anledning av elnätsinvesteringsfonden
Kostnad mkr/år Kostnad öre/kWh för nätkund
2009: 8
0,01
2010:36 0,02
2011:0 0,00
2012: 231,6
0,15
Genomsnitt 0,05
Källa: Egen bearbetning
Utredningens förslag om att fondavgiften ska tas ut med samma belopp årligen grundar sig i övertygelsen om att en enhetlig avgift innebär en administrativ förenkling. Kostnaden är även så försumbar för den enskilde kunden att den knappast kan orsaka några större reaktioner. Att ändra avgiftens storlek varje år upplevs som opedagogiskt.
En ytterligare aspekt när det gäller vindkraft är att det i och med fonden kommer att ske investeringar i sådan produktion som idag har för höga anslutningskostnader (per installerad MW) för att komma till stånd eller där det råder trappstegsproblem (ingen vill gå först). Dessa kan dock ha mycket goda produktionsförutsättningar vilket i bästa fall kan ge en mycket god utväxling i form av producerad el per investerad krona. Exempel på detta är vindkraft på Öland, Gotland, i fjällområdena och havsbaserade anläggningar. Dessa produktionsformer kommer om de blir av att ”lägga beslag” på elcertifikat och detta medför att priset på elcertifikat pressas nedåt. De producenter av förnybar el som finns redan idag kommer därmed att få försämrad lönsamhet. Konkurrensförhållandena inom producentkollektivet av förnybar el förskjuts således till förmån för sådan produktion som idag inte är lönsam. Elanvändarna kan dock förhoppningsvis tillgodoräkna sig den ökade nätkostnaden som fonden innebär i en ökad tillgång på förnybar el i första hand genom en större press på certifikatspriset och i ett senare skede (om mer samhällsekonomiskt utbyggd förnybar produktion leder till politisk acceptans av ökad elcertifikatskvot) till en ökad tillgång på förnybar el och därmed större press på elpriset.
En viktig funktion är också prisbildningen för elcertifikaten vilken bygger på marginalkostnaden. Antag att inte fonden finns,
126
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
men att elcertifikatskvoterna gör att man måste bygga en relativt dyr havsbaserad anläggning med höga nätkostnader. Utan fonden måste därmed certifikatspriset upp till mycket höga nivåer, givet bibehållet elpris. Detta ger höga kostnader för elanvändarna för elcertifikaten men också en mycket god ekonomi för den förnybara kraft som inte har lika höga kostnader som den sista anläggningen. Med fonden kommer certifikatspriset att sänkas eftersom det inte behöver vara lika högt för att den sista anläggningen ska komma in. Detta medför totalt sett lägre kostnader för elanvändarna och rimligare intäkter för den förnybara kraft som inte har så höga kostnader.
En viktig slutsats, tillika ett av huvudmotiven till nätinvesteringsfonden, är således att den kommer att möjliggöra samhällsekonomiskt motiverad elproduktion. Detta innebär att utbyggnaden av förnybar elproduktion kommer att kunna göras med lägre samhällsekonomiska kostnader och med ett mer rationellt utnyttjande av produktionsresurserna tack vare fonden. Detta skapar goda möjligheter för en omfattande utbyggnad av exempelvis vindkraft i framtiden till en lägre kostnad än vad som annars hade varit fallet. Perspektivet är viktigt eftersom behovet av förnybar elproduktion kommer att vara mycket stort i framtiden med hänsyn till de höga målsättningarna inom såväl klimat- som energipolitiken. En ökad produktion förutsätter dock att certifikatskvoterna ökar, eller att något annat system införs. Fondens existens ger inte i sig en ökad produktion av förnybar produktion utan bidrar huvudsakligen till att en given mängd förnybar kraft byggs ut så samhällsekonomiskt som möjligt.
Fonden har som nämnts tidigare som syfte att underlätta nätinvesteringar som medel för att uppfylla de mål för förnybar elproduktion som omfattas av elcertifikatssystemet. Fondens existens beror således på om det finns behov av nätinvesteringar inom ramen för elcertifikatskvoten. Fonden bör upphöra den dag som elnätet inte kräver förbättringar för att öka den förnybara elproduktionen och/eller den dag elcertifikatssystemet upphör.
En förväntad och även önskvärd effekt av fonden är att sådana investeringar ska komma till stånd vilka är positiva ur samhällsekonomisk synvinkel men som på grund av trappstegskostnader eller flaskhalsar idag inte blir av. Tack vare fonden sänks elanvändarnas kostnader för elcertifikaten mer än vad som motsvaras av kostnaderna för fonden, se figur 4.2. Elanvändarna förväntas alltså vinna på fonden. Samhällets kostnader för en övergång till hållbar elproduktion förväntas därmed sjunka. Tack vare den lägre kostnaden
127
Överväganden och förslag SOU 2008:13
för omställningen är det då sannolikt att samhället kan komma att acceptera en allt större andel förnybar elproduktion och en ökning av elcertifikatskvoten kan lättare motiveras.
Figur 4.2 Förväntad samhällsekonomisk effekt av elnätsinvesteringsfonden
4.2 Förändringar avseende nätkoncession
Utredningens förslag: Ett undantag från kravet på nätkoncession enligt ellagen införs för interna nät inom anläggningar för elproduktion.
Möjlighet införs även för Energimarknadsinspektionen att medge befrielse från vissa skyldigheter för innehavaren av en nätkoncession för linje förutsatt att koncessionen avser en ledning som är avsedd för inmatning av el från en elproduktionsanläggning. Kraven som det ska vara möjligt att i vissa fall få befrielse från gäller årlig redovisning av nätverksamheten, skyldighet att upprätta risk- och sårbarhetsanalys avseende leveranssäkerheten i elnätet, åtgärdsplan för hur leveranssäkerheten i nätet ska förbättras, informationsskyldighet till elanvändare, krav på upprättande av övervakningsplan och att lämna skriftlig uppgift om sin nättariff. Det ska finnas möjlighet till befrielse från åtgärdskravet vid avbrott, dock inte kravet på att överföringen av el ska
128
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
vara av god kvalitet. Detta är ett första steg för att underlätta och öka förutsägbarheten för nya elproducenter, något som har framhållits som några av de viktigaste aspekterna för att underlätta för utbyggnad av produktion av förnybar el.
Som ett andra steg föreslår utredningen dessutom att Energinätsutredningen, som enligt utredningsdirektivet ska göra en översyn avseende koncessioner, analyserar lämpligheten i att genomföra en förändring i ellagen som ger möjlighet att beviljas nätkoncession för enskild linje. Det finns inte möjlighet att inom ramen för denna utredning genomföra de för detta ändamål nödvändiga större förändringar avseende kravet på nätkoncession för anslutningsledning mellan en elproduktionsanläggning och angränsande nät eller mellan elproduktionsanläggningar.
För att underlätta tillståndsprocessen för nya ledningar till förnybar elproduktion föreslår utredningen att en förändring införs i ellagen som innebär att Energimarknadsinspektionen endast prövar anläggningens och nätägarens lämplighet efter att annan instans har prövat och godkänt lämpligheten ur de övriga aspekter som ska prövas enligt ellagen.
Utredningen föreslår även att Miljöprocessutredningen M2007:04, ges i uppdrag att se över möjligheterna att samordna miljöprövning och lokaliseringsfrågan för elledning och elproduktionsanläggning i syfte att förenkla tillståndsprocessen för nya elproduktionsanläggningar.
Utvärdera om det nuvarande regelverket för förnybar elproduktion skapar hinder för en storskalig utveckling och utbyggnad av den förnybara elproduktionen. Bedöms förändringar av regelverket krävas skall utredaren lämna sådana förslag.
4.2.1 Utredningens överväganden
Kravet på nätkoncession syftar till att dels skapa ett samhällsekonomiskt optimerat och säkert nät med minsta möjliga miljöingrepp, dels skydda gjorda investeringar och garantera kunderna deras rättigheter. Det har dock påpekats för utredningen att det finns flera olika omständigheter kring nätkoncessioner som försvårar introduktionen av förnybara energikällor. Dessa inkluderar svårigheten att åstadkomma konkurrens vid utbyggnaden av nödvändig ledningskapacitet, nödvändigheten av att bilda ett nätbolag när det visar sig
129
Överväganden och förslag SOU 2008:13
lämpligt, rapporteringskrav gällande detta nätbolag, samt tillståndsprocesserna för produktionsanläggningen och elnätet vilka inte är samordnade. Svårigheterna leder till såväl ökade kostnader som att tiden från ansökan till idrifttagande blir onödigt lång. Utredningens målsättning är därför att komma med förslag som kan underlätta tillståndsprocessen och därmed sänka kostnaderna samt snabba upp hanteringen.
Ofta uppkommer diskussion mellan produktions- och nätägare om det tekniska utförandet av elnätet i en elproduktionsanläggning, t.ex. en vindkraftspark. Ägaren av produktionsanläggningen vill att det ska byggas så billigt som möjligt, medan nätägaren vill bygga enligt en standard som medger att även andra potentiella kunder skulle kunna ansluta sig till ledningen, vilket kan medföra andra krav på elkvalitet. Koncessionshavaren har ju anslutningsplikt enligt ellagen, medan det är ägaren av produktionsanläggningen som bekostar nätinstallationen genom sin anslutningsavgift. Om producenten själv äger det interna nätet inom anläggningen, försvinner detta problem för nätägaren. Den som själv ska använda nätet och slipper ansvara för kvaliteten gentemot andra användare har lättare att göra en nyttoavvägning och optimerar det utefter sina egna behov. Kan nätägaren bygga nätet billigare och mer rationellt än producenten själv, så är det inte troligt att producenten väljer att själv bygga nätet.
Tidsaspekten är också mycket viktig under processen för att erhålla alla behövliga tillstånd för att få uppföra en elproduktionsanläggning med tillhörande elnät. Miljöaspekter bedöms och det fattas beslut rörande detta i olika instanser. Besluten kan överklagas, vilket i sin tur kan innebära avsevärda förseningar. Det kan ta mindre än ett år men det finns exempel där tillståndsprövningen med alla överklaganden och beslut tagit tio år.
Föreslagna förändringar i regelverket förväntas underlätta etablering av förnybar elproduktion, dels genom att anläggningsägaren själv kan fatta beslut om hur och när nätinvesteringarna ska göras. Dels underlättas ansökan om nätkoncession i de fall koncession krävs för anslutningsledningen eftersom detaljerna avseende det interna nätet, den geografiska placeringen och dylikt inte behöver specificeras. Möjligheterna till lättnader avseende krav på en koncessionshavare kommer att innebära en förenklad administration för de koncessionshavare vars nät enbart är till för överföring av el från en särskild anläggning och som inte har andra kunder anslutna mot sitt nät.
130
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
Undantag från kravet på nätkoncession inom interna nät i en elproduktionsanläggning
Förordning (2007:215) om undantag från kravet på nätkoncession enligt ellagen (1997:857) trädde i kraft den 1 juni 2007. Förordningen med tillhörande förordningsmotiv (Fm. 2007:1), avser icke koncessionspliktiga elnät, uteslutande interna nät som normalt sett används för förbrukning av el. Utredningen anser dock att det finns interna nät som normalt sett används vid produktionsanläggningar av el och som uppfyller förordningens tre kriterier om överföring av el för egen räkning, begränsad utbredning samt att områdets belägenhet och utbredning lätt kan fastställas. Framför allt återfinns sådana nät mellan olika delar av anläggningar för förnybar elproduktion. I dagsläget ses främst att anläggningarna består av vindkraftverk men i takt med att solenergitekniken utvecklas och i framtiden även andra distribuerade elproduktionsmetoder bör regelverket även kunna tillämpas på dessa. Det finns inget som talar emot att anläggningar skulle kunna bestå av olika typer av enheter, t.ex. en anläggning bestående av vindkraft och solenergi blandat. Förutsättningen är då att kraftverken ansluts till samma spänningsnivå på elnätet. Det är hela tiden de tre kriterierna om överföring för el för egen räkning, begränsad utbredning samt att områdets belägenhet och utbredning lätt kan fastställas, som ska vara rådande. Det kan finnas exempel på tekniker som skapar problem i detta hänseende och det åligger i sådana fall EMI att pröva huruvida nätet kan anses vara en funktionell enhet med begränsad utbredning. De interna näten är till sin karaktär jämförbara med övriga interna nät som idag är undantagna från koncessionsplikt. De interna ledningarna inom en anläggning för elproduktion är inte lämpliga för överföring av annan el än den som produceras i anläggningen.
Utredningen anser att förordningen om undantag från kravet på nätkoncession enligt ellagen kan kompletteras med ett undantag från koncessionsplikt för interna nät mellan olika delar av en anläggning för elproduktion, enligt ovanstående resonemang.
År 2003 utarbetade Näringsdepartementet en departementsskrivelse (ds 2003:22) med förslag till nya föreskrifter om icke koncessionspliktiga elnät. Denna promemoria ligger till grund för förordningen (2007:215) om undantag från kravet på nätkoncession enligt ellagen vilken trädde i kraft 2007. I Energimyndighetens remissyttrande påpekades att förslagen uteslutande rörde interna nät för förbrukning av el. Energimyndigheten föreslog att ett undantag
131
Överväganden och förslag SOU 2008:13
från koncessionsplikt även borde införas för interna nät för produktion av el. Därvid nämndes särskilt gruppstationer för vindkraft. Motiven för ett undantag för interna nät inom produktionsanläggningar var att de till sin karaktär är jämförbara med övriga interna nät som föreslogs bli undantagna från koncessionsplikt, att ett undantag skulle underlätta etablering genom att ansökan om nätkoncession inte skulle behöva omfatta de interna ledningssträckningarna inom gruppstationen och att antalet inmatningspunkter till det koncessionspliktiga nätet – och därmed antalet elmätare – skulle kunna reduceras till en per gruppstation. Energimyndighetens remissvar avseende interna nät för produktionsanläggningar lämnades utan åtgärd med hänvisning till att man annars hade varit tvungen att skicka ut förslaget på remiss en gång till.
Ett begränsande villkor som har diskuterats inom utredningen är vad som händer i de fall någon eller några enheter i en elproduktionsanläggning övertas av andra ägare. Det har ansetts önskvärt att detta ska vara möjligt med bibehållet undantag från krav på nätkoncession eftersom en försäljning av till exempel ett eller några vindkraftverk i en vindkraftsanläggning annars skulle innebära att anläggningen blir koncessionspliktig. Det är relativt vanligt att ett eller några verk ägs av ett lokalt kooperativ. Utredningen anser att det inte är önskvärt att försvåra för sådana konstellationer. Utredningen föreslår därför att regelverket kompletteras analogt med 24 § förordning (2007:215) om undantag från kravet på nätkoncession enligt ellagen ”överföring av el för annans räkning får äga rum på ett elnät som är beläget på eller inom en byggnad och som får användas utan stöd av nätkoncession. Detta gäller även om nätet i sin helhet ursprungligen inte har använts för överföring av el uteslutande för egen räkning.” Observera att det är civilrättsliga avtal mellan parterna som gäller i dessa fall eftersom ellagen inte är tillämpbar avseende överföring för annans räkning på en icke koncessionspliktig ledning.
I ”Förordning (2007:215) om undantag från kravet på nätkoncession enligt ellagen (1997:857)” nämns flera exempel på ”ett internt nät inom området för”. Med utredningens förslag måste detta kompletteras för att även t.ex. det interna nätet inom en vindkraftsanläggning ska kunna bli befriat från koncessionsplikt.
Utredningen ser flera frågeställningar kring den föreslagna förändringen som behöver belysas. Om till exempel två vindkraftsanläggningar med olika ägare planeras i närheten av varandra kommer regelverket möjligen att leda till att ett gemensamt bolag bildas och
132
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
det som skulle ha blivit två anläggningar blir istället en. Det är i och för sig rationellt och inget som utredningen ser något problem med. Däremot ser utredningen en frågeställning gällande hur ett område definieras. Frågan gäller när ett internt nät övergår till att bli flera. Anläggningsägaren/-ägarna kommer eventuellt att vilja betrakta två grupper av vindkraftverk med en ledning (kort eller lång) som förbinder dem, som ett område. En annan frågeställning är var det koncessionsfria nätet börjar, dvs. hur anslutningspunkten ska definieras mot det koncessionspliktiga nätet. Som exempel på båda dessa frågeställningar kan tas en (en enligt ägaren) vindkraftspark som förläggs i fjällmiljö. Alla kraftverk har samma ägare. 20 kraftverk uppförs på fyra kullar, totalt fem enheter per kulle. I detta fall tolkar utredningen det så att det finns fyra koncessionsfria interna nät, med koncessionspliktiga nät emellan. De koncessionspliktiga näten skulle, om detta nya begrepp anses lämpligt att införas, kunna ha koncession för enskild linje (se förslag nedan).
Frågeställningen om avgränsning av utbredningen för ett internt nät måste sättas i praxis, dvs. genom EMI:s och regeringens
TPF
12
FPT
av-
göranden. Vägledande för denna bedömning är att avgöra huruvida det handlar om funktionella enheter. Med funktionell enhet avses en enhet som uppfyller de tre kriterierna om överföring av el för egen räkning; begränsad utbredning samt att områdets belägenhet och utbredning lätt kan fastställas. Ansökaren kan hos EMI begära bindande besked huruvida koncessionsfrihet kan bli gällande. Handläggningen av en sådan begäran tar några veckor. För att EMI ska pröva ärenden där det misstänks att koncessionspliktiga ledningar olagligen uppförs måste EMI få kännedom om dessa på något sätt. I allmänhet är det genom anmälningar från koncessionshavaren i området som detta sker.
Mätning och avräkning sker på samma sätt som för andra inmatningspunkter, dvs. det ska finnas en mätpunkt i anslutningspunkten mot nätägarens nät där mätning sker enligt gällande bestämmelser. De tekniska kraven täcks däremot inte in i ett internt nät som omfattas av undantag från koncessionsplikt, vilket ju är en av kärnpunkterna för ett sådant nät. Ellagen gäller inte för ett sådant internt nät, vilket innebär att bland annat en annan parts tillträde, tariffer, mätning och övriga villkor inom det interna nätet får regleras genom civilrättsliga avtal, eftersom Energimarknadsinspektionen inte övervakar villkoren i dessa fall.
TP
12
PT
Eftersom regeringen prövar överklaganden av EMI:s beslut.
133
Överväganden och förslag SOU 2008:13
När det gäller tekniska krav och säkerhetsaspekter gäller dock andra bestämmelser, som förordning (1957:601) om elektriska starkströmsanläggningar, förordning (1993:1068) om elektrisk materiel, elinstallatörsförordningen (1990:806) och förordning (1993:1067) om elektromagnetisk kompatibilitet. Förslaget om koncessionsfrihet innebär inget undantag från dessa.
Lättnader i kraven på koncessionshavare
Utredningen föreslår att lättnader införs i kraven på en koncessionshavare i vissa fall. Förslaget är ett första steg mot en snabbare, mer rationell och samhällsekonomiskt relevant hantering av koncessionsplikten för anslutningsledningar från elproduktionsanläggningar. Efter ansökan ska nätmyndigheten kunna besluta om befrielse från vissa krav. Det kan noteras att denna möjlighet till kravlättnader skulle kunna bli tillämplig även för elanvändare. Detta ligger dock utanför utredningens uppdrag. Kraven som det ska vara möjligt att få befrielse från gäller årlig redovisning av nätverksamheten, skyldighet att upprätta risk- och sårbarhetsanalys avseende leveranssäkerheten i elnätet, åtgärdsplan för hur leveranssäkerheten i nätet ska förbättras, informationsskyldighet till elanvändare, krav på upprättande av övervakningsplan och att lämna skriftlig uppgift om sin nättariff. Det ska finnas möjlighet till befrielse från åtgärdskravet vid avbrott, dock inte funktionskravet god kvalitet.
Vid en överlåtelse av en nätkoncession för linje är koncessionshavaren skyldig att meddela detta till Energimarknadsinspektionen. Beslutet om befrielse från kraven ska då omprövas.
Detta förslag bygger på att tredjepartstillträdet och kravet på legal åtskillnad mellan elproducenter och nätägare kvarstår. Syftet med förslaget är att uppnå förbättringar avseende snabbhet, rationalitet och samhällsekonomi. Utredningen anser att föreslagna lättnader i administrationen kan göras utan att någon risk för rättssäkerheten uppkommer.
Koncession för enskild linje
Koncession för enskild linje är utredningens förslag till nästa steg för att ytterligare förenkla för en elproducent att själv äga och förfoga över anslutningsledningen. Observera dock att utredningen hänskjuter detta förslag vidare till den pågående Energinätsutred-
134
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
ningen. Det har inte funnits tid och möjlighet att ta fram ett komplett förslag inom ramen för denna utredning. Ett starkt skäl till att hänskjuta förslaget vidare, är att det åligger Energinätsutredningen att ta ett större grepp avseende koncessioner.
Anslutningsledningen från elproduktionsanläggningen mot angränsande nät, eller som i exemplet ovan, näten mellan olika separata delar av elproduktionsanläggningen, bör fortfarande vara koncessionspliktig. Utredningen har diskuterat möjligheten att ta bort kravet på koncession även för anslutningsledningen. Emellertid bedöms detta innebära en långt mer omfattande förändring och avsteg från nätmonopolet. Konsekvenserna av att ta bort koncessionsplikten för sådan ledning är för svåra att överblicka för att rymmas inom ramen för denna utredning.
Idag finns det ett antal ägare av elproduktionsanläggningar som bildar eget nätbolag och söker nätkoncession för sina ledningar. Att bli koncessionshavare innebär vissa förpliktelser vilket bl.a. leder till ökad administration. Som koncessionshavare har man samma förpliktelser oavsett om man har en miljon kunder eller inga alls. Vissa av förpliktelserna ter sig inte relevanta för den här typen av koncessionshavare. Som exempel är det knappast relevant att skicka in tarifftryck om man inte har kunder som ska betala några tariffer. Förfarandet tar onödiga resurser i anspråk från både koncessionshavaren och Energimarknadsinspektionen.
Istället för ett undantag från koncessionsplikten för en anslutningsledning har utredningen diskuterat ett nytt begrepp – koncession för enskild linje. Koncession för enskild linje skulle innebära att man fortfarande ansöker om koncession hos Energimarknadsinspektionen. Det skulle fortfarande finnas ett samlat remissförfarande och en miljöprövning. Det skulle göras en bedömning om huruvida ledningen är samhällsekonomiskt rationell och att det tekniska utförandet är i enlighet med kraven. Däremot skulle inget separat nätbolag behöva bildas utan koncessionen skulle kunna ligga kvar i ett produktionsbolag, och det skulle finnas lättnader jämfört med vanlig linjekoncession avseende rapportering till myndigheten. Att linjen är enskild betyder också att det inte finns någon anslutningsskyldighet förknippad med ledningen. För de fall när nya elanläggningar i området skulle behöva ansluta sig till ledningen, görs en omprövning av koncessionen. Alternativen är då att sälja anläggningen till befintlig koncessionshavare i området eller att elproduktionsanläggningens ägare bildar separat bolag och söker ”vanlig” koncession för ledningen. Att linjen är enskild innebär att ledningen anses vara
135
Överväganden och förslag SOU 2008:13
en del av elproduktionsanläggningen. Den delen kan därför, till exempel, inte erhålla medel ur den i kapitel 4.1 föreslagna fonden eftersom kostnaden för ledningen inte ingår i anslutningsavgiften. Det kan finnas behov av att i lagtexten införa begränsande villkor för enskilda linjer avseende spänningsnivå, längd och anslutning till stamnätet. Dessa frågor måste utredas vidare.
Utredningen har erfarit att det i både Tyskland, Spanien, Storbritannien och Portugal är möjligt för en elproducent att på egen hand upphandla investeringar i såväl det interna nätet som i det nät som går från det interna nätet fram till en punkt i redan existerande nät. Detta ägs då av elproducenten och är undantaget från koncession. Om det vid senare tillfälle uppkommer behov hos tillkommande elproducenter av att koppla upp sig mot en sådan ledning så kan detta ske genom att denne ersätter den elproducent som äger ledningen. De fyra länderna som utredningen har tittat på har varit lyckosamma när det gäller utbyggnad av ny förnybar elproduktion och har inga planer på att ändra regelverket runt koncessionsfrihet.
Något som skulle kunna tala emot förslaget om koncession för enskild linje är att det eventuellt kan strida mot EU:s avsikter om legal åtskillnad mellan nät- och produktionsverksamhet. Förslag
TPF
13
FPT
till Europaparlamentets och rådets direktiv om ändring av direktiv 2003/54/EG om gemensamma regler för den inre marknaden för el, innehåller förslag till åtgärder för effektiv åtskillnad. Enligt kommissionen krävs effektiv åtskillnad mellan verksamhet i form av drift av transmissionsnät från handels- och produktionsverksamhet. Kommissionen föreslår därför att nu gällande regler om juridisk och funktionell åtskillnad utökas till att gälla krav på ägarskapsåtskillnad. Förslagen omfattar dock endast transmissionsnät, vilket för den svenska elmarknaden motsvaras av stamnätet som ägs och förvaltas av Svenska Kraftnät. Förslagen innebär att den som utövar kontroll över en operatör av transmissionsnät eller ett transmissionsnät inte samtidigt får ha några intressen i handels- eller produktionsverksamheter och vice versa. Vad som dock talar emot att förslaget om ”enskild ledning” inte skulle vara tillåtet enligt EU är som nämnts ovan att detta idag tillämpas i de fyra EU-länderna Tyskland, Spanien, Storbritannien och Portugal. Dessa länder har för närvarande ingen avsikt att ändra på detta.
Ett företag som har koncession för enskild linje har inga skyldigheter att ansluta andra elanläggningar. Detta är inte optimalt ur
TP
13
PT
Förslag till Europaparlementets och rådets direktiv om ändring av direktiv 2003/54/EG om gemensamma regler för den inre marknaden för el, 2007/0195 (COD), 2007-09-15.
136
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
samhällsekonomisk synpunkt i de fall andra anslutningar av elproducenter eller elanvändare finns eller planeras utmed sträckan. Det ställer krav på Energimarknadsinspektionen att inte godkänna ansökan om koncession för enskild linje i sådana fall ur lämplighetssynpunkt. I det fallet är en vanlig koncession för linje eller befintlig områdeskoncession lämplig.
Den pågående Energinätsutredningen ska enligt direktivet ”analysera om den nuvarande uppdelningen mellan områdeskoncession och linjekoncession samt dess koppling till reglerna för tariffsättning och redovisning är lämplig för att åstadkomma ändamålsenliga, driftsäkra och kostnadseffektiva elnät och om så inte är fallet föreslå åtgärder för detta” Energinätsutredningen har informerats om förslagen i denna utredning. Utredningen föreslår att Energinätsutredningen ska analysera och vidare bearbeta förslaget avseende koncession för enskild linje i sitt arbete med översynen av områdes- och linjekoncession.
Beskrivning av processen för prövning av tillåtlighet
Tillståndsprocessen för att få upprätta nya elproduktionsanläggningar upplevs som ett problem. Det är främst tidsaspekten som är kritisk, både när det gäller själva myndighetshanteringen och eventuell tid för överklagan. Eftersom det krävs tillstånd enligt flera olika regelverk finns det flera möjligheter till överklagande, vilket kan stoppa eller avsevärt försena ett byggprojekt. Oavsett om ett projekt slutligen godkänns eller inte är det önskvärt att besked om detta kommer så snabbt som möjligt.
I det följande beskrivs tillståndsprocessen som gäller för vindkraftsanläggningar. Utredningens förslag om förenklingar gäller dock inte bara för vindkraftsanläggningar utan även andra nya elproduktionsanläggningar. Likartade förutsättningar och problem gäller i hög grad för vattenkraft- och kraftvärmeverk. Exemplet vindkraft har valts för att tydliggöra de olika regler som gäller beroende på elproduktionsanläggningens storlek, enligt förordning (1998:899) om miljöfarlig verksamhet och hälsoskydd.
För att få uppföra en vindkraftsanläggning behövs tillstånd enligt plan- och bygglagen (bygglov) respektive Miljöbalken (miljöprövning eller anmälan). I vissa fall vill vindkraftsägaren själv bygga och driva nätet i anslutning till vindkraftverken. Om en befintlig koncessionshavare för område godkänner det, kan vindkraftägaren bilda
137
Överväganden och förslag SOU 2008:13
ett separat nätbolag och ansöka om nätkoncession enligt ellagen. Ett beslut om koncession fattas av Energimarknadsinspektionen. Därmed är det tre olika processer för projektet att gå igenom och tre beslut som kan överklagas. Nedan beskrivs hanteringen kortfattat. Det kan konstateras att det till ansökan för de tre tillstånden krävs likartade eller till och med identiska handlingar.
Nätkoncession enligt ellagen
För att få bygga en elektrisk starkströmsledning krävs enligt ellagen tillstånd av Energimarknadsinspektionen, en nätkoncession. En nätkoncession avser antingen ett ledningsnät inom ett visst område (nätkoncession för område) eller en ledning med bestämd sträckning (nätkoncession för linje). Inom områdeskoncession får koncessionshavaren bygga nya ledningar under högsta tillåtna spänning utan att ny koncession krävs. Om däremot något annat företag vill bygga ledning inom samma område krävs koncession för linje. Det kan då finnas möjlighet för företaget att bilda ett separat nätbolag och ansöka om nätkoncession för linje för en anslutningsledning från en elproduktionsanläggning fram till överliggande nät.
Nätkoncession ansöks hos Energimarknadsinspektionen. Enligt 5 § elförordningen (1994:1250) ska en ansökan om nätkoncession för linje vara skriftlig och ges in till Energimyndigheten. Ansökan ska innehålla
• ritningar samt uppgift om hur anslutning för ledningen ska ske
• teknisk beskrivning av den planerade ledningen och en kostnadsberäkning
• topografisk karta utvisande ledningens sträckning samt beskrivning av den mark som behöver tas i anspråk
• bestyrkt förteckning över ägare och eventuella rättighetshavare till de fastigheter som berörs
• uppgifter om det överföringsbehov som ledningen är avsedd att tillgodose
• ledningens tänkta spänning
• alternativa lokaliseringar i den mån sådana är möjliga
• miljökonsekvensbeskrivning och resultatet av de samråd som föregått ansökan
• uppgifter om detaljplaner samt områdesbestämmelser som berörs av ledningsbygget.
138
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
Energimarknadsinspektionen skickar ärendet på remiss till en krets av remissinstanser som delvis är fastlagd och innefattar länsstyrelse, kommuner, fastighetsägare, andra sakägare, annan koncessionshavare som berörs av ansökan samt Försvarsmakten.
För att ansöka om och erhålla koncession ställs vissa krav. Anläggningen måste bedömas vara lämplig ur allmän synpunkt och det kravet ställs också på den sökande. Linjen får inte strida mot gällande detaljplaner eller områdesbestämmelser. Nätverksamheten ska bedrivas i ett separat nätbolag. Ett produktionsbolag kan alltså inte samtidigt vara nätföretag. En koncession innebär också en förpliktelse att ansluta elektriska anläggningar. Med anslutna kunder följer också kvalitetskrav och regler när det gäller avbrottsavhjälpning samt avbrottsersättning. Det ställs också vissa administrativa krav på en koncessionshavare, med redovisning av årsrapporter och tarifftryck. Ett koncessionsbeslut kan överklagas till regeringen.
Prövning enligt plan- och bygglagen
Det krävs bygglov för vindkraftverk om turbinens diameter är större än två meter eller om kraftverket placeras på ett avstånd från fastighetsgränsen som är mindre än kraftverkets höjd över marken eller om kraftverket skall fast monteras på en byggnad. Bygglov enligt plan- och bygglagen ansöks hos kommunen. Till ansökan bifogas de ritningar, beskrivningar och uppgifter i övrigt som behövs för prövningen. I de fall kommunen upprättar eller ändrar en plan med anledning av det ansökta projektet, krävs att en särskild miljökonsekvensbeskrivning fogas till detaljplanen. Kommunen antar eventuell detaljplan efter utställning och sammanställning av synpunkter. Länsstyrelsen har rätt att överpröva kommunens beslut om detaljplan i vissa fall. Byggnadsnämnden fattar beslut om bygglov. Bygglovet kan överklagas. Elnätet fram till elproduktionsanläggningen prövas inte enligt plan- och bygglagen.
Prövning enligt Miljöbalken
För en vindkraftsanläggning på högst 25 MW krävs en anmälan till kommunen. Anmälan ska innehålla de uppgifter, ritningar och tekniska beskrivningar som kommunen behöver för att kunna bedöma vindkraft som miljöfarlig verksamhet. I vissa fall (som kommunen
139
Överväganden och förslag SOU 2008:13
beslutar) ska anmälan även innehålla en miljökonsekvensbeskrivning. Kommunen ska ge alla berörda möjlighet att yttra sig. Kommunen godkänner att vindkraftsanläggningen får byggas, antingen förenat med vissa villkor eller utan. Kommunen kan även bedöma att vindkraftverket kan medföra betydande olägenheter. Då kan den som vill bygga tvingas söka tillstånd hos länsstyrelsen (enligt bestämmelserna för anläggningar större än 25 MW nedan). Kommunens godkännande kan inte överklagas men det kan däremot ett icke-godkännande eller villkorat beslut.
För en anläggning på över 25 MW krävs tillstånd från länsstyrelsen. Länsstyrelsen tar ställning till hur den ser på projektets genomförbarhet. Ansökan till länsstyrelsen ska innehålla
• ritningar och tekniska beskrivningar med uppgifter som är nödvändiga för att bedöma en verksamhets art och omfattning
• uppgifter om vad som kan bidra till utsläpp, förslag till åtgärder för att minska mängden avfall
• en miljökonsekvensbeskrivning och en redogörelse för det samråd som skett
• förslag till åtgärder för att lindra eller rätta till problem som verksamheten kan ge upphov till
• övriga uppgifter som behövs för att bedöma hur de allmänna hänsynsreglerna i miljöbalkens andra kapitel följs
• förslag till hur verksamheten ska övervakas och kontrolleras
• en sammanfattning av ansökan så att en lekman kan förstå den.
Länsstyrelsen skickar vidare ansökan till berörda myndigheter och organisationer för yttrande, bland andra kommunen, Energimyndigheten och Naturvårdsverket.
Den som har något att invända mot vindkraftsanläggningen har möjlighet att göra det skriftligen till länsstyrelsen. Efter inkomna synpunkter fattar länsstyrelsen beslut. Alla som berörs av beslutet kan överklaga det. Detta gäller såväl den sökande som närboende och organisationer.
En havsbaserad vindkraftsanläggning, vilken är definierad som vattenverksamhet enligt miljöbalken, kräver istället tillstånd från Miljödomstolen. Personer eller organisationer som berörs av beslutet kan överklaga det.
Det interna nätet inkluderande bl.a. transformator och kopplingskiosker inom en elproduktionsanläggning omfattas av denna miljöprövning enligt miljöbalken. Anslutningsledning fram till elpro-
140
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
duktionsanläggningen prövas däremot i normalfallet inte. Undantaget är om den sökande väljer att ansöka om miljötillstånd för hela anläggningen (elproduktionsanläggning och anslutande ledning) som en enhet, vilket kan vara aktuellt om den sökande även ska söka koncession för linje för den anslutande ledningen.
Utredningens förslag till förenklingar i ansökningsprocessen
Vindkraftsproducenterna anser att processen för att få koncession för linje tar lång tid, är oförutsägbar och innebär mycket administration. Utredningen föreslår därför att möjligheterna öppnas för en förenklad eller snarare samordnad miljöprövning inför beslut om koncession för linje. Förslaget gäller i tillämpliga fall även andra nya elproduktionsanläggningar. Utredningens förslag är att som ett första steg mot en samordnad miljö- och bygglovsprövning Energimarknadsinspektionen ska ha möjlighet att endast pröva nätägarens lämplighet respektive ledningens lämplighet i förhållande till det nationella elsystemet efter att annan instans prövat och godkänt lämpligheten ur de övriga aspekter som ska prövas enligt ellagen. Om en anslutningsledning alternativt en elproduktionsanläggning och anslutningsledning, som en enhet, miljöprövats i annan instans bör den redan gjorda miljöprövningen räcka även för Energimarknadsinspektionen vid koncessionshandläggningen, istället för enligt nuvarande ordning där en ny miljöprövning genomförs. Förutsättningen är att miljöprövningen redan gjorts och att den gjorts för hela anläggningen, det vill säga elproduktionsanläggningen plus anslutande ledning som en enhet. Elproducenten har härvidlag möjlighet att själv välja om man vill söka tillstånd för elproduktionsanläggning plus anslutningsledning som en enhet eller inte. Noteras bör att detta är tillämpligt endast vid de fall en koncession för linje behövs för ledningen eftersom nya ledningar inom en befintlig områdeskoncession ej behöver nytt koncessionsbeslut. Om Energimarknadsinspektionen finner nätägaren och ledningen lämplig i enlighet med miljöprövningen bör inga skäl finnas för en överklagan eftersom ledningens utförande redan prövats. Överklagan blir således främst aktuell när Energimarknadsinspektionen finner att nätföretaget eller ledningen är olämplig enligt ellagen.
141
Överväganden och förslag SOU 2008:13
Förslag på vidare utredning
Som ett nästa steg finns det förutsättningar för att samordna miljöprövning och lokaliseringsfrågan för elledning och elproduktionsanläggning. Denna prövning bör kunna göras av en myndighet. För t.ex. landbaserade vindkraftsanläggningar över 25 MW av länsstyrelsen (för mindre vindkraftsanläggningar är det normalt kommunen men man kan överväga att en sådan samlad ansökan alltid skall handläggas av länsstyrelsen för att få samlad kompetens och likartad prövning). Det bör alltså vara samma myndighet som gör den samlade prövningen, vilken idag inom ramen för en koncessionsansökan avgör huruvida en ledning utgör betydande miljöpåverkan eller ej. För att en samlad prövning ska kunna göras är det naturligtvis en förutsättning att nätägare och ägare av elproduktionsanläggningen samverkar vid ansökningsförfarandet, så att miljöprövning och lämplighetsprövning kan göras av produktionsanläggning samt anslutande ledning samtidigt.
Förslagsvis medverkar nätägaren aktivt i samrådet för den samlade anläggningen (elledning och vindkraftsanläggning) varvid lämplig ledningssträckning och tekniskt utförande fastställs. Därefter bereder den blivande elproducenten en komplett tillståndsansökan för hela anläggningen (vindkraftsanläggning och ledning). Denna ansökan remitteras till samtliga myndigheter som idag är remissmyndigheter för respektive prövning. Sedan fattar länsstyrelsen beslut om tillstånd för elproduktionsanläggning och ledning i lokaliserings- och miljödelen. Anmälan/ansökan skickas till Energimarknadsinspektionen med de övriga delar som idag ska ingå i en koncessionsansökan. Energimarknadsinspektionen tar som självständig reglermyndighet ställning till nätägarens lämplighet respektive ledningens lämplighet i förhållande till det nationella elsystemet. Med det senare avses inte det faktiska behovet av en ledning (föreligger i och med att elproduktionsanläggningen uppförs), val av lämpligaste sträcka eller teknik. Däremot görs en bedömning om huruvida föreslagna alternativ är samhällsekonomiskt effektivt med hänsyn till befintliga ledningar.
Det är viktigt att Energimarknadsinspektionens prövning av lämpligheten, ledningens lämplighet (undvika onödiga dubbelledningar) och nätägarens lämplighet (kompetens och oberoende) bibehålls.
I juni 2007 tillsattes Miljöprocessutredningen M2007:04 som har som syfte att förenkla, samordna och på så sätt effektivisera handläggningen såväl som domstolsprövningen av fastighetsmål, mål och ärenden enligt miljöbalken samt plan- och bygglagen. Ytterligare för-
142
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
bättrade förutsättningar för byggande av ny elproduktion kan alltså genomföras där. Utredningen föreslår därför att Miljöprocessutredningen ges i uppdrag att specifikt utreda möjligheterna att förenkla lokaliserings- och miljöprövningsfrågan för elproduktionsanläggningar, om möjligt i enlighet med förslaget ovan.
4.3 Administrativa riktlinjer vid nätanslutning
Utredningens förslag: Inget nytt formellt regelverk föreslås avseende processen från det att en ägare till en planerad elproduktionsanläggning tar kontakt med nätägaren i området fram till det att produktionsanläggningen ansluts till elnätet. Istället för tvingande krav uppmanas nätägare och elproducenter att följa branschgemensamma rekommendationer framtagna av Svensk Energi och Svensk Vindkraft (enligt bilaga 3).
Utvärdera om det nuvarande regelverket för förnybar elproduktion skapar hinder för en storskalig utveckling och utbyggnad av den förnybara elproduktionen. Bedöms förändringar av regelverket krävas skall utredaren lämna sådana förslag.
4.3.1 Utredningens överväganden
Det har kommit till utredningens kännedom att det i många fall finns brister i samverkan mellan nätägare och ägarna till anslutande nya elproduktionsanläggningar. Problemen beror på olika behov och önskemål gällande t.ex. kostnader, betalning, informationshantering samt svarstider och det yttrar sig i form av misstroende mellan parterna.
För att komma till rätta med problemen har Svensk Vindkraft och Svensk Energi fått i uppdrag att gemensamt dra upp riktlinjer för hur samarbetsprocessen kring nya nätanslutningar för elproduktion bör se ut. Frågeställningarna är gemensamma oavsett vilken typ av elproduktion som kommer i fråga. Därför ställer sig även SERO och LRF bakom riktlinjerna.
Utredningen har bedömt att det just nu inte är lämpligt att lagstifta i denna fråga, utan ser hellre att parterna kan enas på frivillig väg. Utredningen uppmanar parterna att efter viss tid följa upp hur dokumentet fungerar och hur det efterföljs samt att revidera det vid
143
Överväganden och förslag SOU 2008:13
behov. Resultatet är ett branschgemensamt råd, ”Administrativa riktlinjer för nätanslutning”, vilket är en beskrivning av hur processen kan se ut och vad affärsparterna ska kunna kräva av varandra. Dokumentet finns i bilaga 3.
Dokumentet har utarbetats gemensamt och respektive organisation har tagit in synpunkter från sina medlemmar ute i regionerna. Dokumentet ska ha en status som branschrekommendation på samma sätt som Svensk Energis Anslutning av mindre elproduktionsanläggningar till elnätet (AMP), vilken används vid den tekniska utformningen av nya anläggningar.
Offentlig upphandling
Utredningen bedömer att den största orsaken till misstroende mellan parterna är bristande transparens. En elproducent kan tro att anslutningsavgiften är oskäligt hög medan den i själva verket inte är det. Företrädare för elproducenter har framfört att det finns nätägare som inte redovisar hur man kommit fram till totalsumman i en offert. Detta skapar inget förtroende i affärsrelationen.
Elnätsentreprenader lyder under lagen (1992:1528) om offentlig upphandling och ska därmed upphandlas i konkurrens. Genom att en nätanslutning upphandlats i konkurrens bör det vara klarlagt att kostnaderna är fullt konkurrenskraftiga. Vanligt är att nätägaren gör en ramupphandling som gäller för en relativt ospecificerad mängd entreprenader under en fastställd tidsperiod. Detta görs för att det är rationellt, tidsbesparande och kostnadseffektivt. Därmed inte sagt att just en specifik nätanslutning som utförs inom ramen för ramupphandlingen blir billigast och effektivast utförd. Å andra sidan vore det inte rationellt att kräva separata upphandlingar för varje enskilt arbete som ska utföras. För en elproducent som ska anslutas är ofta tidsaspekten väldigt viktig, vilket också talar emot separata upphandlingar i många fall. Däremot hoppas utredningen att de administrativa riktlinjerna kan inspirera och uppmana affärsparterna till en god samverkan och möjlighet att gemensamt komma fram till en ståndpunkt huruvida en separat upphandling ska göras eller inte. En anslutande elproducent bör då också kunna ha inflytande bland annat avseende tidsaspekten på genomförandet.
144
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
Prövning av tvister
I de fall en elproducent inte är nöjd med de villkor som nätägaren erbjuder, finns det möjlighet att begära prövning av vissa av dem. Nätmyndigheten, dvs. Energimarknadsinspektionen prövar i detta hänseende tvister gällande villkor för anslutning till en ledning eller ett ledningsnät (ellagen 3 kap. 6 och 7 §), kostnaden för mätare hos elproducent (ellagen 3 kap. 14 §), ersättning till innehavare av produktionsanläggning (ellagen 3 kap. 15 §) och kostnaden för mätning, beräkning och rapportering för produktionsanläggningar på högst 1 500 kW (ellagen 4 kap. 10 §).
Nättariffer för överföring för produktionsanläggningar över 1 500 kW prövas ”ex officio”, dvs. Energimarknadsinspektionen väljer själv när tillsyn ska utföras. Det är därmed inte möjligt för en enskild att begära prövning av en nättariff för överföring.
Utredningens avsikt är att kostnaden för mätning, beräkning och rapportering ska vara möjlig att få prövad för produktionsanläggningar som berörs av den föreslagna begränsningen om maximal tariff på 3 öre per kWh, enligt kap. 4.5 Förslag avseende nättariffer.
4.4 Förslag om ändring av undantag för små elproducenter, den s.k. 1 500 kW-gränsen
Utredningens förslag: Den nuvarande reducerade nätavgiften för mindre elproduktionsanläggningar tas bort.
Övergångsbestämmelser införs under en tidsperiod för att inte avsevärt försämra för befintliga elproduktionsanläggningar. Övergångsbestämmelserna är utformade så att befintliga anläggningar färdigställda före den 1 januari 2007 behåller nuvarande reducerade nätavgift fram till den 1 januari 2015. Fram till den tidpunkten ska innehavare av elproduktionsanläggningar som kan leverera en effekt om högst 1 500 kW för överföring av el endast betala den del av avgiften enligt nättariffen som motsvarar den årliga kostnaden för mätning, beräkning och rapportering på nätkoncessionshavarens nät. Från den 1 januari 2015 betalar elproducenten full årlig nätavgift.
Förutsättningen för att detta förslag ska kunna genomföras är att förslaget i kapitel 4.5 genomförs.
145
Överväganden och förslag SOU 2008:13
Lämna förslag till hur nuvarande reducerade nätavgift för mindre elproduktionsanläggningar enligt 4 kap. 10 § ellagen (1997:857) kan ersättas av enhetliga principer för bestämmandet av nätavgifter för produktionsanläggningar samt undersöka behovet av och lämna förslag till eventuella övergångsbestämmelser avseende nätavgifter för befintliga anläggningar färdigställda före den 1 januari 2007.
4.4.1 Utredningens överväganden
Utredningens förslag är att de regler i ellagen 4 kap. 10 §, som innebär att elproduktionsanläggningar upp till 1 500 kW endast behöver betala den del av avgiften enligt nättariffen som motsvarar den årliga kostnaden för mätning, beräkning och rapportering, tas bort. Under en övergångsperiod fram till den 1 januari 2015 behåller dock elproduktionsanläggningar med högst 1 500 kW effekt som uppförts före den 1 januari 2007 den reducerade avgiften.
Utredningens avsikt är att enhetliga principer för bestämmandet av nättariffer ska råda i möjligaste mån. Ellagens 4 kap. 10 § innebär i sig ett avsteg från ambitionen att enhetliga principer ska råda. Regeln har även en styrande effekt som inte är önskvärd, på så sätt att det uppförs anläggningar på 1 500 kW inom områden med bra förutsättningar för större produktion. Om man t.ex. uppför en vindpark om 12 MW så ger det lägre nättariff om man bygger åtta stycken 1500 kW kraftverk istället för sex stycken 2 MW kraftverk. Trots att nätet i båda fallen måste klara 12 MW. Det kan mycket väl vara så att 2 MW-alternativet egentligen medför lägre totala kostnader men det är 1500 kW-alternativet som byggs eftersom det kan ge signifikant lägre nätavgifter. Regelverket innebär alltså en suboptimering som inte är samhällsekonomiskt relevant. Med dagens nättariffuppbyggnad där lokalnät alltid betalar antingen för effektuttag eller effektinmatning till regionnät så innebär regeln att övriga kunder i nätområdet får betala drift och underhåll för nätet till produktionsanläggningen. I områden som är fördelaktiga för ny elproduktion, t.ex. i områden med bra vindförhållanden kan detta med nuvarande sätt att bestämma tariffer innebära vissa tariffhöjningar för elanvändarna i just det här området. Det kan i vissa fall skapa en situation som innebär att förnybar elproduktion inte välkomnas av nätbolaget och dess kunder. Det finns alltså flera skäl till att ta bort undantaget för småskaliga elproducenter. Det huvudsakliga skälet för borttagandet av särskilda regler gällande nättariffen för produktionsanläggningar ≤ 1500 kW är suboptimeringen av aggregatstorlek enligt ovan.
146
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
Det andra skälet är dagens tariffsystem vilket medför att kostnaderna för produktion inom ett lokal- eller regionnät bärs av kunderna inom området trots att elen som produceras inom detta område kommer alla elanvändare inom landet tillgodo. Det är möjligt att göra om tariffsystemet så att inte de lokala förbrukningskunderna drabbas av en stor andel lokal elproduktion (med bibehållna låga tariffer för dessa producenter) men det skulle dock kräva en betydligt mer omfattande utredning inklusive påverkan på ekonomisk reglering av nätföretag, inverkan på elanvändares nättariffer samt konsekvensanalys för olika typer av nätföretag och kundgrupper, än vad som funnits utrymme till inom ramen för denna utredning.
De befintliga anläggningar som inbegrips i 4 kap. 10 § har dock uppförts under antagandet att denna paragraf gäller. Eftersom det är önskvärt med stabilitet och förutsägbarhet föreslås en övergångslösning fram till år 2015 för de anläggningar som uppförts innan direktiven till denna utredning blev offentliga.
4.4.2 Bakgrund
Det nuvarande regelverket för mindre elproduktionsanläggningar enligt 4 kap 10 § ellagen har utretts i offentliga utredningar vid flera tillfällen tidigare. Frågan har varit aktuell i LEKO-utredningen (SOU 1999:44), Vindkraftsutredningen (SOU 1999:75), Elnätsutredningen (SOU 2000:90), Elcertifikatsutredningen (SOU 2001:77) samt El- och gasmarknadsutredningen (SOU 2004:129). Här följer en sammanfattning av vad de tidigare utredningarna kommit fram till.
LEKO-utredningen
En viktig del av LEKO-utredningens arbete var att analysera behovet av skydd för de små elproducenterna när systemet med leveranskoncession avskaffades. I analysen är emellertid inte den reducerade nättariffen ifrågasatt.
147
Överväganden och förslag SOU 2008:13
Vindkraftsutredningen
I Vindkraftsutredningens slutbetänkande sades att det bör införas ett bidrag för förstärkning av elnäten i samband med etableringar av vindkraftsanläggningar. Däremot ansåg man angående den årliga avgiften, att med den storskaliga utveckling av vindkraften som det kan bli fråga om, bör ellagen ändras så att vindkraftsägarna får svara för sin del av drift, underhåll och förnyelse av näten. Det är inte rimligt att elanvändarna i ett visst nätområde ska stå för de kostnader som orsakas av vindkraftsproduktion i området.
Elnätsutredningen
Utredningen ansåg att avgiftsbefrielsen bör ses över. Nuvarande regler medför höga och växande nättariffer för kunderna i vissa nätområden och kommer också på sikt verka hindrande för utvecklingen av miljövänliga elproduktionsanläggningar. Dessutom sades att 1 500 kW-gränsen är ett utvecklingshinder eftersom att uppföra nya enheter med större effekt än 1 500 kW skulle innebära avsevärda förluster och därmed skulle en förbättrad prestanda resultera i sämre lönsamhet. Man ansåg att det kunde vara lämpligt att avskaffa avgiftsbefrielsen i samband med införandet av ett generellt stöd som exempelvis certifikathandel.
Som exempel på konsekvenserna av de reducerade tarifferna nämns Gotland, där lokalnätskunderna beräknades få betala 10–20 procent högre nättariff p.g.a. de 139 vindkraftsverk som då var i drift och som omfattades av regelverket.
Elcertifikatsutredningen
I Elcertifikatsutredningen inhämtades uppgifter som visade att produktionsanläggningar större än 1 500 kW, vilka därmed ska erlägga normal nätavgift, betalar någonstans mellan 1 och 5 öre per kWh i nätavgift. Detta medan mindre anläggningar enbart betalar en fast avgift för mätning, beräkning och rapportering som utslaget per producerad kWh uppgick till 0,15–0,25 öre. Ett avskaffande av regleringen skulle alltså leda till att den småskaliga elproduktionen belastades med ytterligare kostnader i storleksordningen 0,8–4,8 öre per kWh. Elcertifikatsutredningen ansåg att det fanns övervägande skäl som talade för ett borttagande av den befintliga regleringen men
148
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
att de småskaliga produktionsanläggningarna under en relativt lång övergångsperiod bör kompenseras för kostnadsökningen. Utredningen föreslog en ersättning som skulle motsvara en tredjedel av ett beräknat elcertifikat, motsvarande 3,3 öre per kWh i ett särskilt stöd till de småskaliga anläggningarna fram till och med år 2010.
El- och naturgasmarknaderna – Energimarknader i utveckling
Utredningen hade i sina direktiv i uppdrag att kartlägga konsekvenserna av att ta bort bestämmelsen och även att föreslå alternativ till att ta bort den.
En arbetsgrupp inom Svensk Energi tog för den utredningens räkning fram nättariffer för små elproduktionsanläggningar. Förslagen utformades mot bakgrund av erfarenheter från större inmatningspunkter och vissa antagna utgångspunkter. En utgångspunkt var att elproduktionsanläggningarna skulle betala för drift, underhåll och förnyelse av den del av elnätet som de nyttjade. Tarifferna antogs vara avståndsoberoende.
I utredningen antogs för dessa anläggningar att den del av ett elnät som en elproduktionsanläggning tar i anspråk kan uppskattas genom beräkningar av hur långt el transporteras från elproduktionsanläggningen (det kan noteras att på transmissionsnätet finns en annan filosofi vad gäller tariffsättning). Elen används i de uttagspunkter som ligger närmast elproduktionsanläggningen. För små produktionsanläggningar innebär detta att en begränsad del av nätet används. Ju större anläggningen är desto större del av det lokala nätet används. I ett lokalt nät som huvudsakligen används för distribution till elanvändare, dvs. inmatning sker från det överliggande regionnätet till lokalnätet, orsakar en inmatningspunkt mindre kostnader än en lika stor uttagspunkt. Inmatningstariffen bör därför vara lägre än uttagstariffen. Hur mycket mindre beror dels på hur stor produktionsanläggningen är dels hur det aktuella lokala nätet ser ut. För att uppskatta storleken på tarifferna för inmatning har därför ett ”medelnät” använts. För verkliga elnät kan förhållandena vara sådana att kostnaderna för elproducenten blir högre eller lägre. Nättariffen för en produktionsanläggning ska motsvara den del av nätet som elen från elproduktionsanläggningen tar i anspråk och kostnaderna för mätning, avräkning, m.m. För mindre elproduktionsanläggningar antas endast kostnaderna för en del av lokalnätet ingå i tariffen för produktionsanläggningen. För större inmatningspunkter ingår större
149
Överväganden och förslag SOU 2008:13
delar av det lokala nätet. Detta ger en form av skala där allt högre nättariffer tas ut ju större elproduktionsanläggningen är. Som underlag för effektberoende avgifter används verkligt uppmätt effekt.
Tabell 4.3 Resultatet av beräkningarna gav följande nätpriser
Anslutning Effekt (kW)
Årsenergi
(MWh)
Nätpris (öre/kWh)
Nätpris som andel av pris för motsvarande uttag (%)
Hsp
1 500
2 400
10
30
Hsp
1 500
3 300
8
30
Hsp
1 500
5 250
5
30
Lsp 200 320 7 20
Lsp 200 440 6 20
Lsp 200 700 4 20 Hsp 3 000 10 500 7 40 Hsp=högspänning, Lsp=lågspänning. Källa: Svensk Energi
Ett alternativ till en storleksberoende tariff kan vara att tillämpa en genomsnittlig tariff för samtliga produktionsanläggningar oberoende av storlek. Ett argument för detta är att flera mindre elproduktionsanläggningar i ett lokalt område får samma inverkan i elnätet som en enstaka större elproduktionsanläggning. Sammantaget ledde de redovisade beräkningarna till följande slutsatser i utredningen. De avgifter för mätning, beräkning och rapportering som den småskaliga elproduktionen nu betalar ligger vanligen under 0,1 öre per kWh. Med de utgångspunkter som antagits för beräkningarna ovan skulle den småskaliga elproduktionen komma att belastas med ytterligare kostnader i storleksordningen 4–10 öre per kWh om regleringen i 4 kap. 10 § ellagen avskaffades. Höjningens storlek varierar i hög grad med anläggningens energiproduktion och effekt. Mindre anläggningar förutsätts utnyttja en mindre del av lokalnätet. Här redovisade kostnader som skulle tillkomma om tariffbefrielsen avskaffades är högre än de som rapporterades till Elcertifikatsutredningen (0,8–4,8 öre/kWh). Detta beror i hög grad på valet av beräkningsunderlag. Äldre produktionsanläggningar ligger ofta bra till i nätet och då blir ”transportsträckan” kort och nättariffen låg. I Elcertifikatsutredningens exempel har också produktionsanlägg-
150
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
ningar med låga nättariffer hög utnyttjandetid, vilket reducerar nätkostnaden uttryckt i öre per kWh.
El- och gasmarknadsutredningens förslag var följande:
Den bestämmelse i 4 kap. 10 § ellagen upphävs som innebär att småskaliga elproduktionsanläggningar endast ska betala den del av nätavgiften som motsvarar den årliga kostnaden för mätning, beräkning och rapportering på nätkoncessionshavarens nät. Likaså upphävs den bestämmelse i 3 kap. 14 § ellagen som innebär att kostnaden för mätning i inmatningspunkten hos en småskalig elproducent inte skall debiteras denne. En förutsättning för dessa förslag är att elcertifikatssystemet förlängs efter år 2010 samt att ambitionsnivå och kvoter fastställs långsiktigt. Något kompletterande stöd, utöver elcertifikatssystemet, krävs inte. Skulle ett sådant stöd ändå anses nödvändigt förordar utredningen ett övergångsstöd till småskaliga anläggningar med tre öre per kWh vilket trappas ned under sex års tid. Stödet finansieras då genom en särskild nätavgift för stöd till småskalig elproduktion och betalas av elkonsumenterna.
Budgetpropositioner
I budgetpropositionen för 2005 står följande:
Ellagen (1997:857) innehåller bestämmelser om nedsättning av nättariffer för mindre produktionsanläggningar (4 kap. 10 §). Innebörden av bestämmelsen är att en innehavare av en småskalig elproduktionsanläggning endast skall betala för den del av nättariffen som motsvarar årlig kostnad för mätning och rapportering. Bestämmelsen har med tiden inneburit att nätföretag, som inom sitt koncessionsområde har särskilt gynnsamma förhållanden för småskalig elproduktion, har fått betydande kostnadsökningar. Regeringen har därför gjort bedömningen att bestämmelsen får effekter som inte är önskvärda. Samtidigt har regeringen konstaterat att det inte finns tillräckligt med underlag för att ta bort bestämmelsen (prop. 2001/02:143 s. 102). Regeringen beslutade därför den 13 februari 2003 att låta utreda frågan inom ramen för utredningen Fortsatt utveckling av el- och naturgasmarknaderna (dir. 2003:22). I uppdraget ingår att kartlägga konsekvenserna av att ta bort gällande bestämmelse. Utredaren skall även föreslå alternativ till att ta bort bestämmelsen. Uppdraget skall redovisas senast den 31 december 2004.
I budgetpropositionen för 2006 står följande:
Ellagen (1997:857, 4 kap. 10 §) innehåller bestämmelser om nedsättning av nättariffer för en innehavare av en produktionsanläggning som kan leverera en effekt om högst 1 500 kW. Innebörden av bestämmelsen är att en innehavare av en småskalig elproduktionsanläggning endast skall betala för den del av nättariffen som motsvarar årlig kostnad för mät-
151
Överväganden och förslag SOU 2008:13
ning och rapportering. Bestämmelsen har med tiden inneburit att nätföretag, som inom sitt koncessionsområde har särskilt gynnsamma förhållanden för småskalig elproduktion, har fått betydande kostnadsökningar. Regeringen har gjort bedömningen att bestämmelserna får effekter som inte är önskvärda men samtidigt att det inte finns tillräckligt underlag för att ta bort bestämmelsen (prop. 2001/02:143). Mot denna bakgrund beslutade regeringen den 13 februari 2003 att låta utreda frågan inom ramen för utredningen Fortsatt utveckling av el- och naturgasmarknaderna (dir. 2003:22). Uppdraget redovisades den 11 januari 2005 i betänkandet El- och naturgasmarknaderna – Energimarknader i utveckling (SOU 2004:129). Utredningens förslag är att bestämmelsen upphävs. Likaså föreslås att den bestämmelse i ellagen upphävs, som innebär att kostnaden för mätning i inmatningspunkten hos en småskalig elproducent inte skall debiteras denne. Utredningen beräknar att ett borttagande av stödet skulle innebära kostnadsökningar på 4–10 öre per kWh för de anläggningar som omfattas av bestämmelsen. Det rör sig om drygt 1 700 produktionsenheter med en sammanlagd årlig produktion av 2,4 TWh. Det är utredningens bedömning att prisnivån på elcertifikat framgent kommer att ligga på en nivå som möjliggör investeringar i nya anläggningar, också utan avgiftsbefrielsen. Analysen visar enligt betänkandet att det inte krävs särskilda stödinsatser för vissa kraftslag, som exempelvis vindkraft. En förutsättning för denna slutsats är att elcertifikatssystemet förlängs efter år 2010 och att systemets ambitionsnivå och kvoter fastställs långsiktigt. Betänkandet har remissbehandlats och regeringen avser återkomma i denna fråga.
I budgetpropositionen för 2007 nämns inte frågan överhuvudtaget.
4.4.3 Konsekvenser av ett borttagande av 1 500 kW-gränsen
De ekonomiska konsekvenserna av ett borttagande av undantaget för de småskaliga elproducenterna varierar beroende på geografiskt läge, hur stor elproduktionen är osv. Utredningen har samlat in uppgifter om ett antal produktionsanläggningar som finns i elcertifikatssystemet och jämfört vad dessa betalar idag och vad de skulle ha betalat enligt ordinarie nättariff, dvs. om det inte fanns ett lagstadgat undantag. Underlaget är baserat på anläggningar i elcertifikatssystemet mindre eller lika med 1 500 kW effekt inom tre olika nätområden i olika storleksklasser. I underlaget finns 307 vattenkraftverk och 217 vindkraftverk. Medelstorleken på enheterna är 453 respektive 667 kW. Observera att företagen som bidragit med underlaget i vissa fall saknar så kallad ”ordinarie tariff” för denna typ av elproduktionsanläggningar eftersom regelverket inte tillåtit sådana tariffer. Därför har företagen själva utifrån bästa förmåga fått bedöma vilken
152
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
nivå ordinarie tariff skulle hamna på. Utredningen har själv inte bearbetat detta material. Utredningen har tillfrågat ett antal andra nätägare om motsvarande uppgifter, men dessa har inte kunnat ta fram efterfrågade tariffuppgifter med hänvisning till att de inte har anslutna elproducenter som betalar denna typ av tariff.
Tabell 4.4 Differens mellan ordinarie nättariff och tariff enligt regelverket för småskalig elproduktion [öre/kWh]
Vattenkraft Vindkraft
Medel
3,51 5,87
Median
1,99 5,10
Källa: eget material
Tabell 4.4 visar en sammanställning av resultatet. Medel- och medianvärde skiljer sig betydligt. Det beror på att det finns ett antal anläggningar med mycket höga ordinarie tariffer som drar upp medelvärdet. Det beror i sin tur antingen på att produktionen från elproduktionsanläggningen är mycket liten, att anläggningen är ansluten på fel spänningsnivå i nätet eller båda dessa orsaker. Elproduktionsanläggningarna har anslutits till ett nät på godtycklig spänningsnivå eftersom det inte funnits något ekonomiskt incitament till att ansluta till korrekt nivå med hänsyn till effekt och produktion. Vid ett borttagande av det särskilda regelverket för småskaliga elproduktionsanläggningar kommer det att finnas ett ekonomiskt incitament till att åtgärda dessa ”felaktiga anslutningar”. När det gäller elproduktionsanläggningar med mycket liten elproduktion, ligger i systemet ett antal anläggningar som i princip inte längre är i drift, men som ändå finns kvar eftersom de ekonomiska incitamenten saknas till att ta bort dem.
Med tanke på elproduktionsanläggningarna som ”ligger fel” och drar upp medelvärdet bör medianvärdet vara det värde som bäst visar hur mycket dyrare det blir för de småskaliga elproducenterna när 1 500 kW-gränsen tas bort. För de i utredningen studerade anläggningarna gäller att för vattenkraft blir fördyringen 1,99 öre per kWh och för vindkraft blir den 5,10 öre per kWh. Skillnaden mellan de båda kraftslagen beror på olika utnyttjandetider, dvs. hur många kWh som varje kW installerad effekt producerar. Spannet mellan största och minsta skillnad är noll till 65 öre/kWh. Det kan jämföras med resultatet av El- och gasmarknadsutredningens beräkningar som visade på ett spann mellan 4 och 10 öre/kWh. Skillnaden är att
153
Överväganden och förslag SOU 2008:13
El- och gasmarknadsutredningen inte använde sig av data från verkliga anläggningar. Om man exkluderar de 20 extremerna med störst respektive minst differens blir spannet 0,97–11,37 öre/kWh. En annan skillnad jämfört med El- och gasmarknadsutredningen är att den kom fram till att större elproduktionsanläggningar skulle få störst fördyring vid ett borttagande av 1 500 kW-gränsen. Det har inte denna utredning erfarit, snarare att det blir en liten aning dyrare för riktigt små anläggningar jämfört med de större.
Frågan är om de ekonomiska förutsättningarna för anläggningarna är sådana att de klarar av denna fördyring.
Tabell 4.5 visar vilka år de befintliga anläggningarna fasas ut ur elcertifikatssystemet. För 69 procent av anläggningarna upphör stödet år 2012. Av dessa är 754 anläggningar äldre än 20 år och 876 äldre än 15 år. Alla dessa anläggningar torde vara avskrivna sedan en tid tillbaka. För anläggningar som nyligen bytt ägare kan dock kapitalkostnaderna vara signifikanta trots att anläggningen är gammal.
Tabell 4.5 Tidpunkt då elcertifikatsstödet upphör för befintliga anläggningar
År Antal anläggningar Effekt, MW
2012 1259 3075
2014 327 233
2018 62 50
2019 46 40
2020 65 48
2021 45 38
Totalt
1804 3485
Källa: eget material
Driftskostnaderna för småskaliga anläggningar varierar avsevärt, särskilt för vattenkraften. SERO har uppgett
TPF
14
FPT
följande siffror (tabell 4.6)
med uppskattning av drifts- och administrationskostnaderna. Dessa avser uppskattad kostnad för anläggningar av en storlek om 250 kW. Kalkylränta på 6 procent och avskrivningstid på 40 år har använts.
TP
14
PT
PM Småskalig vattenkraft, Produktionskostnader, 2008. SERO.
154
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
Tabell 4.6 Drifts- och administrationskostnader för småskaliga anläggningar
Kostnad öre/kWh
Drift och tillsyn
12
Normalt underhåll
4
Avsättning till fördjupat underhåll och reparationer
5
Försäkring och administration
3
Fastighetsskatt 4
Summa 28 Källa: SERO
För vindkraften beräknar Elforsk
TPF
15
FPT
en total elproduktionskostnad
för en landbaserad anläggning med 5 kraftverk om 0,85 MW vardera, på mellan 54 och 79 öre per kWh, beroende på vilken kalkylränta som används (6–12 %). Drifts- och underhållskostnad ingår i summan med 9 öre per kWh. Noterbart är att kostnaden kan variera avsevärt beroende på olika förutsättningar. Är vindförutsättningarna goda, har anläggningen fått investeringsstöd, är det en gårdsanläggning där gården förbrukar elen? Var och en av dessa parametrar har stor påverkan på kostnaden.
Men med tanke på att intäktssidan med elpriset bedöms kunna ligga runt 40 öre per kWh
TPF
16
FPT
bör de flesta befintliga småskaliga
vattenkraftverk och vindkraftverk klara en kostnadsökning i storleksordningen ett par öre per kWh förutsatt att de under en tillräckligt lång tid erhållit en hög ersättning för att täcka den initiala investeringskostnaden. Förutom elpriset tillkommer också elcertifikaten under viss tid. Det kan dock påpekas att vid affärer som skett under senare år, där små kraftverk har bytt ägare, har nivån på betalningen bestämts utifrån det regelverk som finns rörande bland annat nättariffer. Dessutom kan nättariffhöjningen variera mellan olika platser.
För att på kort sikt inte den befintliga småskaliga förnybara elproduktion ska få försämrade ekonomiska förutsättningar, finns det därför behov av övergångsbestämmelser för dessa anläggningar. Utredningen har diskuterat olika metoder för utfasningen av de särskilda reglerna för småskaliga elproduktionsanläggningar. Ett stort
TP
15
PT
El från nya anläggningar (07:50), 2007. Elforsk.
TP
16
PT
Prognoser för utsläpp och upptag av växthusgaser. Delrapport 1 i Energimyndighetens och Naturvårdsverkets underlag till kontrollstation (ER 2007:27), 2008. Energimyndigheten och Naturvårdsverket.
155
Överväganden och förslag SOU 2008:13
antal anläggningar urfasas ur Elcertifikatssystemet år 2012. Utredningen valde ursprungligen denna tidpunkt då upptrappningen mot en ordinarie tariff skulle inledas, med en efterföljande upptrappningsperiod på fem år. Synpunkter om att ett sådant övergångssystem skulle innebära onödigt ökad administration, gör att utredningen istället föreslår en fast gräns år 2015 då nuvarande reducerade nätavgift upphör. Därmed minimeras administrationen för nätföretagen.
För nya anläggningar med en installerad effekt om högst 1 500 kW kommer det därmed inte att finnas samma tariffbegränsning som funnits tidigare. Den föreslagna övergångsbestämmelsen gäller enbart befintliga verk. Utredningens främsta syfte är att främja en utbyggnad av ny förnybar elproduktion. Genom ett borttagande av 1 500 kWgränsen försämras de ekonomiska förutsättningarna jämfört med tidigare för nya anläggningar, vilket utredningen inte anser är optimalt. Som ett komplement till detta förslag föreslås därför även en nättariffbegränsning för nya förnybara elproduktionsanläggningar om 3 öre per kWh under 10 år. Mer om detta i kapitel 4.5.
4.5 Förslag avseende nättariffer
Utredningens förslag: Nättarifferna för inmatning av ny elproduktion i lokal- och regionnät som uppfyller förutsättningarna för att tilldelas elcertifikat begränsas till maximalt 3 öre per kWh plus fast kostnad för den årliga kostnaden för mätning, beräkning och rapportering på nätkoncessionshavarens nät, under 10 år. I de fall ordinarie tariff överskrider 3 öre per kWh återgår tariffen till ordinarie nivå efter 10 år från det år då anläggningen togs i bruk. Begränsningen gäller även i det fall inmatning av el från en produktionsanläggning medför avgift för överföring av el för nätkoncessionshavaren för linje gentemot ledning eller ett ledningsnät som innehas av annan nätkoncessionshavare då den anslutande ledningen endast har till syfte att mata in produktion av el från en eller flera produktionsanläggningar. Begränsningen avser nättariffer exklusive nätnyttoersättning. Detta förslag införs som ersättning för nuvarande reducerade nättariff för elproduktionsanläggningar på högst 1 500 kW effekt enligt 4 kap 10 § ellagen. Förslaget ska därför genomföras enbart om förslaget i kapitel 4.4 genomförs.
Utredningens avsikt är att kostnaden för mätning, beräkning och rapportering ska vara möjlig att få prövad för produktions-
156
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
anläggningar som berörs av den föreslagna begränsningen om maximal tariff på 3 öre per kWh.
Idag har regionnätsägarna möjlighet att välja mellan att ta ut kanaltariff eller medelvärdesbildad punkttariff av elproducenter. För att ge incitament till att nyttja näten rationellt föreslår utredningen att kanaltariffer ska vara obligatoriska på regionnät.
Lämna förslag till hur nuvarande reducerade nätavgift för mindre elproduktionsanläggningar enligt 4 kap. 10 § ellagen (1997:857) kan ersättas av enhetliga principer för bestämmandet av nätavgifter för produktionsanläggningar samt undersöka behovet av och lämna förslag till eventuella övergångsbestämmelser avseende nätavgifter för befintliga anläggningar färdigställda före den 1 januari 2007.
Utvärdera om det nuvarande regelverket för förnybar elproduktion skapar hinder för en storskalig utveckling och utbyggnad av den förnybara elproduktionen. Bedöms förändringar av regelverket krävas skall utredaren lämna sådana förslag.
4.5.1 Utredningens överväganden
Dagens tariffstruktur
Nättariffer är avgifter och övriga villkor för överföring och anslutning. I detta förslag avses med nättariffer de återkommande avgifter som en nätkund (i det här fallet en elproducent) betalar till ett nätföretag. I tariffen kan ingå drifts- och underhållskostnader, kapitalkostnader, kostnad för nätförluster (inkl eventuell ”negativ nätnytta” för elproduktionsanläggningar), kostnader förknippade med mätning, rapportering och administration samt del i nätföretagets totala overheadkostnader.
Ellagens fjärde kapitel reglerar nättariffernas utformning. Lagen säger ingenting om hur specifika tariffer ska se ut, bara att de ska vara objektiva och icke-diskriminerande. En nätägares samlade intäkter ska vara skäliga i förhållande till dels de objektiva förutsättningarna att bedriva nätverksamheten, dels nätkoncessionshavarens sätt att bedriva nätverksamheten. I ellagen 4 kap 3 § regleras att nättariffer för område, utom för engångsavgift för anslutning, inte får utformas med hänsyn till var inom området en anslutning är belägen. Detta innebär att alla kunder inom en kundkategori ska ha samma tariff oberoende av var inom området elanläggningen är belägen. Det gäller både inmatnings- och utmatningskunder. På en
157
Överväganden och förslag SOU 2008:13
ledning som omfattas av nätkoncession för linje och där spänningen understiger 220 kV (regionledning), öppnar däremot ellagen 4 kap 5 § möjligheten för nättariffer för elproduktionsanläggningar som är utformade med hänsyn till var anläggningen är belägen, s.k. kanaltariffer. Kanaltariffer innebär att det beräknas en kanal från anslutningspunkten upp till en punkt i elnätet kallad ”balanspunkt”. Bortom balanspunkten sker det aldrig någon överföring av inmatad el. Istället är överföringen av el till uttagskunder lägre än vad den skulle ha varit utan elproduktionsanläggningen. Kanaltariff innebär att elproduktionsanläggningen ska betala sin andel av överföringskostnaderna från inmatningspunkten upp till balanspunkten. Kostnaderna för denna kanal delas därmed med övriga användare av kanalen. Nättariffen blir därmed geografiskt styrande och kostnadsriktig förutsatt att den beräknas korrekt.
I ellagens definition av nättariffer ingår inte ersättning vid inmatning av el, den s.k. nätnyttan. Den betraktas istället som en separat kreditering. Enligt 3 kap 15 § har en innehavare av produktionsanläggning rätt till ersättning som ska motsvara värdet av den minskning av energiförluster som inmatning medför i koncessionshavarens nät samt värdet av reduktionen av koncessionshavarens avgifter mot överliggande nät. Någon negativ nätnytta finns inte enligt definitionen. I de fall en elproduktionsanläggning orsakar ökade förluster och/eller ökade kostnader mot överliggande nät ska dessa kostnader ingå i tariffen. Utredningen använder samma definition som ellagen härvidlag.
Skäliga tariffer – vad är det?
Enligt 4 kap 1 § ellagen ska nättariffer som nämnts ovan vara ”skäliga samt objektiva och icke-diskriminerande”. Ellagen har dock ingen exaktare definition av vad detta egentligen innebär. Energimarknadsinspektionens tillsyn har hittills huvudsakligen beaktat nätföretagens totala intäkter och endast i mindre utsträckning enskilda nätföretags fördelning av nättariffer mellan olika kundgrupper samt olika tariffelement. Det finns en hel del viktiga frågeställningar härvidlag, till exempel om nättariffen för överföring ska kopplas till energianvändning, maximalt effektuttag eller vara fast samt hur tarifferna ska se ut beroende på vilken spänning man är kopplad till. Det finns för dessa frågeställningar inget speciellt regelverk utan alla dessa ingår i begreppen ”skäliga samt objektiva och icke-diskriminerande”.
158
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
Energimarknadsinspektionens tillsyn av nättariffer för överföring är så kallad ”ex officio”, dvs. inspektionen väljer själv när tillsyn ska utföras. Det är därmed inte möjligt för en enskild att begära prövning hos Energimarknadsinspektionen av en nättariff för överföring, vilket man däremot kan göra vad gäller till exempel en nättariff för anslutning. Undantaget är avgiften som motsvarar kostnaden för mätning, beräkning och rapportering. Den kan man begära prövning av, dock enbart för elproduktionsanläggningar med en effekt om högst 1 500 kW, enligt 4 kap 10 § ellagen.
Angående nättariffer för små elproducenter har undantaget för nättariff för elproduktionsanläggningar som är högst 1 500 kW hittills inneburit att det i de flesta fall inte finns några nättariffer för överföring utarbetade och det finns vare sig praxis eller erfarenhet av hur dessa ska beräknas. Med utredningens förslag om att införa sådana tariffer för dessa elproducenter kan det leda till olika tariffnivåer i nät som till synes kan ha samma struktur, beroende på att nätägarna använder olika metoder för beräkning av dessa. Det bör här påpekas att lagen inte föreskriver att nättariffer för överföring måste ha samma upplägg i olika nät. Däremot är det knappast rationellt att det är stor skillnad i tariffstruktur mellan angränsande nät med samma tekniska förutsättningar bara för att dessa har olika ägare. Utredningen anser att tarifferna bör avspegla faktisk nätkostnad och bör vara liknande i nät med liknande objektiva förutsättningar.
Det är därför önskvärt att Energimarknadsinspektionen ges resurser och ett tydligt uppdrag att se över tariffstrukturen. Ett sådant uppdrag bör inkludera:
1. Att utreda vad som är skäliga nättariffer för elproducenter som uppfyller kraven för att tilldelas elcertifikat. Detta inkluderar nättariffer mellan olika nätföretag eftersom dessa tariffer ofta förs vidare till elproducenter. 2. Att utveckla en metodik för tillsyn av dessa nättariffer 3. Att bedriva tillsyn enligt denna metodik, vilket troligen leder till rättsfall vilket kommer sätta praxis.
Det lär dock ta en del tid för Energimarknadsinspektionen att utarbeta och tillämpa en metodik för vad som är skäliga nättariffer för elproducenter som uppfyller kraven för att tilldelas elcertifikat, särskilt med hänsyn till efterföljande rättsprocesser. Detta är ett skäl till att begränsa avgifterna för överföring av el under en övergångstid.
159
Överväganden och förslag SOU 2008:13
Maximal nättariff 3 öre per kWh plus kostnad för mätning, beräkning och rapportering
Utredningen föreslår att nättariffen för överföring för nya elproduktionsanläggningar som uppfyller förutsättningarna för att tilldelas elcertifikat begränsas under 10 år från den tidpunkt då inmatning av elproduktionen startade. Begränsningen föreslås till 3 öre per kWh plus avgift för mätning, beräkning och rapportering. En elproduktionsanläggning som ansluts till lokalnät betalar maximalt 3 öre per kWh. Om det skulle uppstå oklarheter huruvida en anläggning uppfyller förutsättningarna för att tilldelas elcertifikat eller inte, löses detta enklast genom att elproducenten ansöker om elcertifikat hos Energimyndigheten.
Nättariffbegränsningen beräknas så att den totala nättariffen per år i kronor, förutom den fasta kostnaden för mätning, beräkning och rapportering, delas med antalet producerade kWh per år. Om resultatet överstiger 0,03 minskas avgiften så att elproducenten endast behöver betala 3 öre per kWh. Eftersom den maximala tariffen baseras på elproduktionsanläggningens årliga elproduktion kan tariffen variera mellan åren. Om en elproduktionsanläggning under ett år är ur funktion kommer tariffen därmed endast bestå av den fasta kostnaden för mätning, beräkning och rapportering.
Förslaget innebär att nättariffbegränsningen upphör efter 10 år. Vid den tidpunkten kommer elproduktionsanläggningen få betala den nättariff som nätägaren fastställer. Den nättariffen ska enligt lagen vara skälig och det är Energimarknadsinspektionens uppgift att övervaka att den är det.
I föregående kapitel 4.4 föreslår utredningen ett borttagande av de särskilda reglerna för småskalig elproduktion. Tabell 4.7 visar hur förslaget om begränsad tariff och utredningens förslag avseende småskalig elproduktion inklusive övergångsbestämmelser samverkar vid tariffsättningen. Avgörande för vilken tariff en elproduktionsanläggning ska betala är storleken och tidpunkten för uppförandet av anläggningen. För anläggningar större än 1 500 kW som tagits i drift före 1 januari 2007 blir det ingen förändring.
160
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
Tabell 4.7 Förslagens effekter för elproduktionsanläggningar för förnybar energi.
Elproduktionsanläggning Nättariffer
≤ 1 500 kW Idrifttagande före 1 januari 2007
Betalar en årlig avgift som motsvarar kostnaden för mätning, beräkning och rapportering fram till 2015, sedan ordinarie tariffnivå
> 1 500 kW Idrifttagande efter 1 januari 2007
Betalar ordinarie tariff fram till lagförändringens genomförande. Efter det en tariff om maximalt 3 öre/kWh plus fast avgift* fram till år 10 från produktionsstart
≤ 1 500 kW Idrifttagande mellan 1 januari 2007 och lagförändringens genomförande
Betalar en årlig avgift som motsvarar kostnaden för mätning, beräkning och rapportering fram till lagförändringens genomförande, sedan en tariff om maximalt 3 öre/kWh plus fast avgift* fram till år 10 från produktionsstart
Alla anläggningar berättigade till elcertifikat idrifttagna efter lagförändringens genomförande
Betalar en tariff om maximalt 3 öre/kWh plus fast avgift* fram till år 10 från produktionsstart
* årlig avgift för mätning, beräkning och rapportering
Enligt nuvarande regelverk kan en elproducent med en installerad effekt om högst 1 500 kW begära prövning för kostnaden för mätning, beräkning och rapportering. Däremot är det inte möjligt för storskaliga elproducenter att begära prövning av nättariffen. Utredningen anser att den del av nättariffen som består av kostnaden för mätning, beräkning och rapportering fortsättningsvis ska kunna prövas, oberoende av storlek på elproduktionsanläggningen.
Nivån 3 öre per kWh har valts med tanke på de små elproduktionsanläggningarna. Det är huvudsakligen på lokalnäten som nättariffen för elproducenter kan bli signifikant högre än den nivån, även om kanaltariffer med långa ledningar på regionnätsnivå kan bli höga. Utredningen vill dock inte göra någon generell skillnad mellan lokal- och regionnät, eftersom detta skulle leda till suboptimeringar på samma sätt som den tidigare 1 500 kW-gränsen. Med detta förslag betalar därmed ny småskalig elproduktion en högre tariff än idag, då den är betydligt lägre än 3 öre per kWh enligt nuvarande ellag (4 kap. 10 §). En konsekvens är att även vissa nya storskaliga elproduktionsanläggningar kommer att erhålla en lägre tariff än med dagens förutsättningar men man måste då beakta att många ändå kommer att hamna under 3-öresnivån även utan begränsning. Utan förslaget att ta bort 1 500 kW-gränsen skulle dock många nya anläggningar byggas just som 1 500 kW-anläggningar för att slippa nättariff. Utredningens förslag om att avskaffa 1 500 kW-gränsen och kom-
161
Överväganden och förslag SOU 2008:13
plettera detta förslag med en tariffbegränsning gör att utbyggnaden av elsystemet blir mer rationell. Utredningen gör bedömningen att det räcker med 10 års tariffnedsättning och att elproduktionsanläggningarna sedan har ekonomiska förutsättningar att betala full tariff. Det är också en viktig signal att man senare kommer att betala full tariff, vilket ger incitament att ansluta elproduktionsanläggningen på ett så kostnadseffektivt sätt som möjligt. I det svenska elnätet, med stor skillnad mellan produktion och konsumtion i olika regioner, är det viktigt att den ekonomiska styrfunktionen för var ny elproduktion ska placeras finns kvar i tariffen.
Kanaltariffer
En mindre förändring är att det generellt ska vara obligatoriskt att använda kanaltariffer på regionnäten istället för som en del nätägare gör idag; medelvärdesbildade punkttariffer. Det bör påpekas att syftet med detta förslag främst är att få fram incitament till ett rationellt nät. Generellt kan man inte säga att detta förslag leder till lägre tariffer. Fördelen med kanaltariffer är att tariffen avspeglar kostnaden i olika punkter i regionnäten. En elproducent kan därmed få information (och incitament) till att ansluta sig till den punkt i nätet som är mest rationell, dvs. den med lägst tariff. Om regionnäten tillämpar medelvärdesbildade tariffer kommer elproducenten att vilja ansluta sig i den punkt som är närmast den planerade elproduktionsanläggningen, vilket inte självklart är den som är mest rationell. En fördel med kanaltariffer är också att beräkningsmetoden är transparent vilket innebär att elproducenten får lättare att förstå grunden för uttagen nättariff.
Motiv för förslaget
Utredningen föreslår, se kapitel 4.4, att nättariffbegränsningen för anläggningar med en installerad effekt om högst 1 500 kW tas bort. Syftet är huvudsakligen att få bort den suboptimering som denna begränsning leder till. Detta medför dock, om inget annat görs, att nya småskaliga elproduktionsanläggningar kan få signifikant högre kostnader. Enligt direktiven ska utredningen ”Utvärdera om det nuvarande regelverket för förnybar elproduktion skapar hinder för en storskalig utveckling och utbyggnad av den förnybara elproduk-
162
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
tionen. Bedöms förändringar av regelverket krävas skall utredaren lämna sådana förslag.” Inom ramen för dessa direktiv bedöms det knappast rimligt att komma med ett förslag som leder till signifikant försämrad konkurrenskraft för just småskaliga anläggningar. Utredningen gör även bedömningen att många aktörer, ofta privatpersoner och mindre näringsidkare på landsbygden, gärna vill bidra till att mängden förnybar elproduktion ökar. För dessa aktörer är det just den småskaliga produktionen som ansluts till distributionsnät som är alternativet. Den småskaliga elproduktionen kommer förmodligen inte att ge de större bidragen till mängden förnybar energi, men för att få en stor acceptans för utbyggnaden av den förnybara energin bedömer utredningen att denna typ av aktörer är viktig. Därför har utredningen funnit det nödvändigt att föreslå ett alternativ till 1 500 kW-begränsningen som inte har de negativa konsekvenserna avseende suboptimeringen. Till viss del löser även förslaget problemet med intäkter till nätbolagen i områden med många småskaliga anläggningar eftersom nätintäkterna från denna kundkategori ökar jämfört med nuvarande lagstiftning.
Förslaget om begränsade nättariffer är i linje med Sveriges införlivande av Europaparlamentets och rådets direktiv 2001/77/EG om främjande av el från förnybara energikällor på den inre marknaden för el. Artikel 7.2 i direktivet säger följande: ”Medlemsstaterna skall inrätta ett rättsligt ramverk eller kräva att de som ansvarar för drift av överföringsnät och distributionsnät utarbetar och offentliggör standardiserade regler om vem som skall stå för kostnaderna för sådana tekniska anpassningar, t.ex. nätanslutningar och nätförstärkningar, som behövs för att ansluta nya elproducenter som skall mata nätet med el producerad från förnybara energikällor. Dessa regler skall grunda sig på objektiva, klara och tydliga samt icke-diskriminerande kriterier, som skall ta särskild hänsyn till alla de kostnader och fördelar som sammanhänger med anslutningen av dessa producenter till nätet. Reglerna kan medge olika typer av anslutningar”. Artikel 7.3 fortsätter: ”När så är lämpligt får medlemsstaterna kräva att de som ansvarar för drift av överföringsnät och distributionsnät delvis eller till fullo övertar de kostnader som avses i punkt 2”.
163
Överväganden och förslag SOU 2008:13
Inga nättariffer alls för inmatning av elproduktion?
Det har i utredningen framkommit synpunkter från producentledet på att elproduktionsanläggningar inte ska behöva betala nättariffer överhuvudtaget. Diskussioner har förts om huruvida det är relevant att elproduktionen ska behöva betala nätkostnader eftersom det är elanvändarna som behöver distributionen av el.
Utredningen har erfarit att i såväl Spanien, Portugal som Tyskland betalar inte elproducenter några nättariffer alls, se kapitel 3. I samtliga dessa länder finns det idag en stark utveckling av de förnybara kraftslagen, framför allt av vindkraft, men även solceller och biokraft. Frånvaron av nättariffer gör därmed att ersättningen för producerad energi enbart kan användas att täcka investeringskostnader och underhåll i elproduktionsanläggningen. Detta måste beaktas när man jämför den ersättning som ges till ny förnybar kraft i Sverige och dessa länder. Det kan här tilläggas att det alltid är elanvändarna som på något sätt betalar för elproducenternas kostnader inklusive nätkostnader. Om elproducenterna betalar nätavgifter, blir därmed elanvändarnas direkta nätkostnader lägre men nätkostnaden ingår istället i kostnaden för producerad el. Nätkostnadens del av den totala elkostnaden blir dock liten. Elproducenterna betalar för nätkostnaderna genom inkomsterna från sin elförsäljning. Vad som händer om man ändrar på nättarifferna för elproducenter är att man fördelar om kostnader mellan olika grupper av elproducenter och elanvändare utan att man mellan samma grupper fördelar om intäkterna. Att elpriset ska vara lika över hela landet är ju en av den avreglerade elmarknadens viktiga fundament. Det är därmed inte möjligt att inom ramen för dagens avreglerade elmarknad, ha olika priser för olika elanvändare beroende på vilket kraftverk de köper sin el från.
En problematik som uppstår om man inte har nättariffer för elproducenter är hur löpande kostnader för elnätens drift och investering ska täckas i ett område med mycket elproduktion relativt elförbrukning. Ett exempel är nätägaren Götene Elförening som är en ekonomisk förening. De har idag en maximal elförbrukning om cirka 50 MW och det finns planer inom deras område att ansluta mer än 80 MW vindkraft. Om man helt skulle befria elproducenterna från nättariffer i detta område skulle därmed lokalnätets elanvändare långsiktigt få betala betydligt mer då nätet måste förnyas och underhållas, om man inte samtidigt förändrar tariffsättningen mellan region- och lokalnät. Det kan nämnas att i Spanien betalar samtliga elanvändare in sina nätkostnader till elleverantörerna som vidarebe-
164
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
fordrar dem till reglermyndigheten Comisión Nacional de la Energía. Myndigheten fördelar sedan medlen mellan de olika nätägarna i förhållande till deras kostnader. I Portugal finns endast ett distributionsföretag medan man i Tyskland accepterar att de lokala nätägarna får lite olika förutsättningar beroende på mängden lokalt ansluten elproduktion. Med de geografiska förutsättningar som råder i Sverige och de skiftande förutsättningar som råder för nätägarna i landet, bedömer inte utredningen att nolltariffer för inmatning är eftersträvansvärt. Det kan leda till att elproduktionen byggs ut utan hänsyn till hur nätet är uppbyggt, vilket därmed leder till högre samhällskostnader.
Större omstruktureringar av elnätet
För effektdelen av nättariffen är praxis i Sverige att man betalar uppåt i nätet oavsett om man tar ut eller matar in effekt, dvs. lokalnäten betalar regionnäten och regionnäten betalar Svenska Kraftnät. Just denna princip är inte lagreglerad men traditionellt har energitransporten i elsystemet i stor utsträckning varit från stamnät till regionnät och sedan vidare till lokalnät. Däremot ligger ju kraftverken på stamnätsnivå egentligen längre från förbrukningen än kraftverken på lokalnäten, samtidigt som kraftverk anslutna till stamnätet har betydligt lägre effektavgifter. Om man tar exemplet med en stor vindfarm som ansluts till ett lokalnät och att produktionen blir så stor att lokalnätet ibland exporterar till regionnätet så måste lokalnätet betala för den effekt som matas in till regionnätet. Om regionnätet istället får samma effekt från stamnätet så betalar regionnätet för effektinmatningen. Ett regionnät behandlar därmed effektinmatning olika beroende på var den kommer från. Detta kan ibland till viss del kompenseras av nätnyttoersättningen, men långt ifrån alltid.
En möjlig väg för att minska nättarifferna för elproducenter skulle kunna vara att göra om tariffsystemet så att lokalnät med mycket elproduktion får betalt av regionnäten och regionnät med mycket elproduktion får betalt av Svenska Kraftnät. Denna metod skulle kunna medföra att man kan ha betydligt lägre tariffer för elproducenter i lokalnäten utan att elanvändarna får högre tariffer i just de lokalnät som har mycket elproduktion. Att göra om tariffsystemet så att man kompenserar elnät med mycket elproduktion är troligen möjligt. Däremot skulle detta påverka ekonomin för olika nätbolag eftersom betalningsflödena mellan nätägarna skulle ändras. För när-
165
Överväganden och förslag SOU 2008:13
varande produceras cirka 100 TWh i kraftverk anslutna till stamnätet och 40 TWh i kraftverk anslutna till region- och lokalnät. Om man ändrar tariffsystemet radikalt så att nättarifferna blir signifikant lägre på region- och lokalnät skulle därmed även dessa kraftverk med 40 TWh elproduktion troligen få signifikant lägre tariffer. Detta är elproduktionsanläggningar som redan idag klarar sig ekonomiskt och det är knappast realistiskt att ändra nättariffsystemet så att enbart nya förnybara elproduktionsanläggningar får lägre nättariffer, medan däremot dessa redan existerande anläggningar skulle behålla dagens nivå.
Utredningen anser dock att dagens tariffnivåer för kraftverk på lokal- och regionnätsnivåer ligger generellt sett högt jämfört med vad producenter betalar på stamnätsnivå. Detta beror bland annat på metoden att ta ut effekttariffer. För till exempel vindkraft kompenseras inte högre effekttariff på lägre spänningsnivå med en motsvarande höjning av ersättning för nätnytta. I dagsläget gynnas därmed elproduktion ansluten till stamnätet jämfört med produktion ansluten till lokal- och regionnät.
Konsekvenser av förslaget
Förslagets syfte är att främja en utbyggnad av ny förnybar elproduktion. Genom att begränsa den årliga tariffen för en viss period nås detta mål. Begränsningen till maximalt 3 öre per kWh plus fast avgift ger elproducenterna en ökad förutsägbarhet när det gäller de ekonomiska förutsättningarna för ett projekt.
Utredningen har fått in synpunkter på att en begränsning av nätägarnas tariffintäkter från elproducenter kan missgynna elanvändarna i det lokala nätet, eftersom nätägaren har möjlighet att enligt den ekonomiska regleringen ändå få in en viss mängd intäkter. Tarifftaket bedöms dock inte leda till något större missgynnande eftersom detta finns under en begränsad period. Nätanläggningen är då ny och ger endast upphov till drifts- och underhållskostnader i begränsad omfattning. För större utbyggnader i mindre nät, kommer en större del av nätförstärkningen att finansieras av elproducenten (eventuellt via fonden), vilket innebär att nätet kommer att förnyas utan att nätägaren behöver bekosta detta. Dessutom innebär tarifftaket att nätägarna erhåller en högre intäkt jämfört med dagsläget då många elproducenter väljer att uppföra elproduktionsanläggningar med en installerad effekt om högst 1 500 kW, vilket leder till
166
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
tariffintäkter om strax över 0 öre per kWh (jämfört med förslaget här om max 3 öre per kWh) förutom den årliga kostnaden för mätning, beräkning och rapportering. Det är även fullt möjligt för nätbranschen att själva initiera en omstrukturering av nättarifferna för effekt (vem som betalar vem är inte lagreglerat) mellan olika nätägare, om man finner att vissa nätägares kunder drabbas oskäligt mycket.
Tariffbegränsningen gäller även i det fall inmatning av el från en produktionsanläggning medför avgift för överföring av el för nätkoncessionshavaren för linje gentemot ledning eller ett ledningsnät som innehas av annan nätkoncessionshavare då den anslutande ledningen endast har till syfte att mata in produktion av el från en eller flera produktionsanläggningar. För koncessionshavaren för den anslutande ledningen kan detta innebära en viss ekonomisk risk eftersom den får en intäkt på 3 öre per kWh och en utgift på samma nivå. Därtill kommer en kostnad för förlustel. Det ska dock noteras att dessa nät endast kommer till i de fall en producent ser detta som en bättre lösning än att låta någon annan äga nätet. Det kan också påpekas att motsvarande risk idag snarare är högre eftersom en anslutande elproduktionsanläggning om högst 1 500 kW enligt nuvarande regelverk inte betalar för annat än en avgift för mätning, beräkning och rapportering, samtidigt som avgiften mot befintligt nät inte är begränsad.
Utredningen har sammanställt tariffer för 450 befintliga elproduktionsanläggningar som finns i elcertifikatssystemet. Mediantariffen för dessa anläggningar är 4,00 öre per kWh. Det bör dock noteras att tarifferna i sammanställningen inte har tillämpats eftersom dessa elproduktionsanläggningar idag endast betalar den årliga kostnaden för mätning, beräkning och rapportering. Det måste även påpekas att tarifferna beräknas med olika metoder och metodvalet påverkar tariffnivån. Det finns idag ingen direkt tillsyn av vad som är ”skäliga” nättariffer just för elproducenter, utan skäligheten för samtliga tariffer bedöms av EMI huvudsakligen utifrån nätbolagets totalintäkter. Eftersom det inte finns någon bedömning om huruvida en viss tariff för en elproducent är skälig eller ej, går det heller inte att konstatera om en tariffbegränsning från t.ex. 4 öre per kWh (föreslagen nättariff, ej skälighetsbedömd av EMI) ner till 3 öre per kWh innebär en subvention om 1 öre per kWh eller ej. Det kan ju vid en skälighetsbedömning visa sig att en skälig tariff är just 3 öre per kWh. När det gäller underlaget till tabellen bör också noteras att utredningen avstått från att sålla bort andra värden än de som tydligt är
167
Överväganden och förslag SOU 2008:13
orimliga. De data som nätägarna respektive elproducenterna rapporterat in som underlag har använts. Det kan finnas felaktiga data i materialet. Av det skälet är medianvärdet mer lämpligt att använda än medelvärdet som i detta fall ligger på 5,16 öre/kWh. Sammanställningen redovisas i bilaga 2. Storleken på produktionsanläggningarna i underlaget är i genomsnitt 739 kW. Observera dock att anläggningarna kan bestå av flera enheter.
Trenden är tydlig att nättariffen blir relativt sett lägre ju mer el produktionsanläggningarna producerar, dvs. effektdelen i tariffen är signifikant. Större elproduktionsanläggningar ger lägre tariffer än små och anläggningar i södra Sverige har lägre tariffer än i norr. I underlaget finns fler elproduktionsanläggningar i södra Sverige än i norra, vilket beror på att det finns fler anläggningar i södra Sverige som har elcertifikat. Med fler nordliga anläggningar i underlaget skulle därmed medianvärdet öka. Det måste dock noteras att begränsningsregeln om 3 öre per kWh gäller nya elproduktionsanläggningar vilka kan antas vara betydligt större än de som finns i registret, vilket därmed torde innebära att ordinarie nättariff för dessa nya anläggningar kommer vara i genomsnitt lägre än genomsnittet i den presenterade listan.
De geografiska olikheterna som innebär att ordinarie tariffer är högre i norra Sverige än i södra, beror främst på strukturen på stamnätstariffen, eftersom en inmatning i norr innebär en avgift medan en inmatning i södra Sverige innebär en kreditering av den rörliga delen på tariffen. Detta faktum kommer att leda till att tarifferna i norr oftare kommer att begränsas till 3 öre per kWh medan de ordinarie tarifferna i södra Sverige oftare kan vara mindre än 3 öre per kWh. Den geografiska styrningen av var elproduktionen ska förläggas minskas något genom införande av detta förslag eftersom spannet mellan lägsta och högsta tariffer kommer att krympa. De ekonomiska förutsättningarna för att bygga förbättras mest för projekt i norr och de gynnas därmed. Begränsningen som kommer att finnas på lokal- och regionnät men inte på stamnätet kommer också i viss mån att styra mot att elproduktionsanläggningar ansluts mot lokal- eller regionnät. Allt detta motverkas dock av att begränsningen av tariffen endast finns under en tioårsperiod.
Om Riksdagen skulle fatta beslut om förändringar i certifikatsystemet, och detta skulle leda till prisökningar på certifikaten som kompenserar kostnadssänkningen för elproducenter orsakad av den föreslagna nättariff-begränsningen, så behövs inte detta undantag eftersom även nya små elproduktionsanläggningar som erhåller el-
168
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
certifikat kommer att få del i höjningen av certifikatspriset. Man måste dock beakta att ett ökat certifikatspris inkluderar en osäkerhet om intäktsnivån, medan en maximerad nättariff medför en säker övre gräns. Ur ekonomisk synvinkel för framtida investerare i ny förnybar elproduktion innebär en osäker intäkt att investeraren måste lägga till en riskpremie för att denna ska motsvara en säker tariffbegränsning. Om däremot en ökning av certifikatskvoterna leder till signifikant ökade intäkter så är detta bättre än sänkta kostnader om bara ökningen är tillräckligt stor. Ökade certifikatsintäkter gäller ju alla som investerar, medan sänkta kostnader (dvs. maximerad nättariff) ju enbart gäller vissa anläggningar. Certifikaten har den fördelen att kostnaden för dessa sprids ut på en stor andel av de svenska elanvändarna. En tariffbegränsning kan ha den nackdelen, om inte nätbolagen ändrar sin tariffstruktur, att det bara är de lokala elanvändarna som är i samma område som produktionsanläggningarna som får något högre nättariff. Detta beror dock mycket på hur stort nätbolaget är. Stora nätbolag har ofta en utjämnande konsumenttariff över stora områden.
Svenska Kraftnät har anpassat sina producenttariffer till tariffnivån i grannländerna vilket medfört att dessa är relativt låga. Mycket talar för att det europeiska samarbetet på elhandelssidan kommer att öka ytterligare. Om detta skulle medföra att Sverige även anpassar sig till de tyska nolltarifferna för elproducenter, så måste det svenska tariffsystemet generellt ses över för att inte elproducenter på lokal- och regionnät ska missgynnas än mer jämfört med elproduktion på stamnätet.
Det är viktigt att tidpunkterna för borttagandet av nuvarande tariffbegränsning för anläggningar med en effekt om högst 1 500 kW och den nya gränsen om max 3 öre per kWh samordnas så att det inte uppstår ett glapp för vissa kraftverk då vare sig den ena eller den andra gränsen gäller. I tabell 4.8 har en analys av konsekvenserna för elproducenter och nätägare gjorts avseende ett införande av förslagen om 1 500 kW-gränsen enligt kapitel 4.4 och begränsningen av maximal tariff enligt kapitel 4.5. För produktionsanläggningar större än 1 500 kW idrifttagna före 1 januari 2007 sker ingen förändring. Om konsekvenser för nätägare kan tilläggas att i det fall Energimarknadsinspektionens ekonomiska reglering gäller fullt ut så kommer ökade intäkter till nätägare p.g.a. att nättariffen ökar för elproducenter att medföra att elanvändarna (eller andra producenter) får lägre nättariffer. Detta eftersom Energimarknadsinspektionens reglering gäller nätägarens totala tariffinkomster och därmed inte
169
Överväganden och förslag SOU 2008:13
påverkas av förändrade regler för en speciell grupp. Vid lägre producenttariffer har nätägare på motsvarande sätt möjlighet att kompensera detta genom höjda tariffer för andra grupper. Med (-) avses möjlig negativ påverkan. (+) avser möjlig positiv påverkan.
Tabell 4.8 Konsekvensanalys av tarifförslagen
Anläggning Elproducent
Nätägare (kostnad/intäkt kan föras vidare till tariffer för andra grupper)
≤ 1 500 kW Idrifttagen före 1 januari 2007
(-) Övergångsreglerna gör att dessa betalar en årlig avgift som motsvarar kostnaden för mätning, beräkning och rapportering fram till 2015, sedan ordinarie tariffnivå, vilket de annars inte skulle haft.
(+) Nätägaren erhåller en nättariff från 2015 vilket de annars inte skulle haft.
≤ 1 500 kW Idrifttagen efter 1 januari 2007
(-) Dessa betalar endast en årlig avgift som motsvarar kostnaden för mätning, beräkning och rapportering fram till lagförändringens genomförande. Därefter en nättariff om maximalt 3 öre/kWh plus fast avgift* i 10 år efter produktionsstart. Nättariffen kan sedan eventuellt öka vilket den inte gjort med dagens regler.
(+) Från lagens genomförande erhåller nätägare en nättariff om maximalt 3 öre/kWh plus fast avgift*. Nättariffen kan eventuellt öka efter 10 år vilket den inte gjort med dagens regler.
> 1 500 kW Idrifttagen efter 1 januari 2007
(+) Betalar ordinarie nättariff fram till lagförändringens genomförande. Sedan är nättariffen begränsad till maximalt 3 öre/kWh plus fast avgift* under 10 år från produktionsstart. Med dagens lag finns ingen begränsning
(-) Från lagens genomförande erhåller nätägare en nättariff om maximalt 3 öre/kWh plus fast avgift* under 10 år från produktionsstart. Med dagens lag erhålls ingen begränsning
* fast avgift avser den årliga avgiften som motsvarar kostnaden för mätning, beräkning och rapportering
Den totala konsekvensen för elproducenter respektive nätägare (nätägarens kostnader/intäkter kan eventuellt föras vidare till andra kundgrupper) beror till stor del på framtida fördelning mellan nya anläggningar större eller mindre än 1 500 kW samt vilka nättariffnivåer som Energimarknadsinspektionen i framtiden kommer att acceptera som rimliga oavsett lagen om ”3-öringen”. Vad som inte framgår av tabellen är den samhällsekonomiska vinst som görs i och med att förslaget innebär att man tar bort 1 500 kW-gränsen och att tariffbegränsningen är tidsbegränsad vilket leder att nya elproducenter får ett incitament till att ansluta sig vid rätt spänningsnivå. Detta medför, bland annat, att om utredningens förslag blir lag, så kommer det byggas färre anläggningar med en effekt om högst 1 500 kW eftersom incitamentet till denna suboptimering inte finns kvar.
170
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
4.6 Timvis mätning, beräkning och rapportering – förslag om undantag för små elproducenter
Utredningens förslag: I 4 § lag (2003:113) om elcertifikat införs ett undantag så att produktionens fördelning över tiden inte behöver anges för produktionsanläggningar som är anslutna till lågspänning med en säkringsnivå om högst 63 ampere. För dessa ska schablonavräkning användas. I samma paragraf införs möjligheten för små produktionsanläggningar att själva svara för den mätning och rapportering som ligger till grund för tilldelningen av elcertifikat.
I ellagen (1997:857) införs ett undantag så att produktionsanläggningar som är anslutna till lågspänning med en säkringsnivå om högst 63 ampere inte behöver mätas och rapporteras över tiden. För dessa anläggningar ska schablonavräkning tillämpas. Elproducenten har dock rätt att kräva timvis mätning och rapportering. Då har nätägaren rätt att ta betalt för detta. En elanvändare som samtidigt är elproducent samt har ett säkringsabonnemang om högst 63 ampere, får välja att endast betraktas som elanvändare och därmed enbart betala en abonnemangsavgift för uttag. Utredningens bedömning: Huvudskälet till att införa ett undantag från timvis mätning för små produktionsanläggningar är, enligt utredningen, den höga kostnad som hanteringen medför samtidigt som denna inte står i proportion till den ringa mängd el som produceras i anläggningar av denna storlek. Kostnaden för hanteringen av timvärden utgör ett avgörande hinder för att investeringar i små anläggningar ska bli av och utan timvis mätning kan anläggningarna med dagens lagstiftning inte heller bli berättigade till elcertifikat. SERO uppskattar att det 2006 fanns 400
TPF
17
FPT
småskaliga produktionsanläggningar som inte är anslutna till elcertifikatssystemet på grund av för höga mätnings- och rapporteringskostnader. Med utredningens förslag förtydligas också rättigheten för producenter att själva stå för mätning av rapportering till elcertifikatssystemet vilket innebär att denna tjänst utsätts för konkurrens.
TP
17
PT
Elforsk rapport 06:48 Villkor för försäljning av el från nätanslutna solcellsanläggningar – nuläge och förbättringförslag.
171
Överväganden och förslag SOU 2008:13
Lämna förslag till den lagstiftning och det regelverk i övrigt som krävs för att ett undantag från nuvarande krav på timvis mätning, beräkning och rapportering för inmatning av el från små anläggningar för förnybar elproduktion skall kunna införas.
4.6.1 Bakgrund
I 3 kap. 10 § ellagen (1997:857) fastslås skyldigheten för den som har nätkoncession att mäta mängden överförd el och dess fördelning över tiden, vilket i praktiken innebär timvis mätning. Kostnaden för mätare med tillhörande insamlingsutrustning och för dess installation i inmatningspunkten hos en elproducent ska debiteras elproducenten. Om flera sådana anläggningar är belägna i närheten av varandra och matar in el gemensamt på ledningsnätet, betraktas anläggningarna som separata.
I regeringens proposition (prop. 2001/02:56) Energimarknader i utveckling- bättre regler och tillsyn föreslog regeringen att det i ellagen skulle införas en möjlighet för nätkoncessionshavare att, under vissa förutsättningar, i det enskilda fallet få undantag från kravet på mätning av den inmatade elens fördelning över tiden. Skälet till att införa möjligheten till undantag var följande. ”En elmätare som bara mäter mängden inmatad el är av enkel konstruktion och därför ganska billig. En elmätare som därutöver mäter inmatningens fördelning över tiden är mer komplicerad och därför dyrare både vad gäller installation och drift än den enklare typen av mätare. Dessa kostnader ansågs av regeringen inte stå i proportion till den ringa mängd el som produceras i de små produktionsanläggningarna.” Förslaget godkändes av riksdagen (bet. 2001/02:NU9) varefter den föreslagna regleringen trädde ikraft den 1 januari 2003. Undantaget var utformat på följande sätt. Endast nätkoncessionshavare fick ansöka om undantag. Ett undantag fick avse mätningen i inmatningspunkter där el från små produktionsanläggningar matas in på elnätet. I praktiken sker inmatning av el från små produktionsanläggningar bara på lokalnät. Sådana nät används med stöd för nätkoncession. Som små ansågs de anläggningar som har ett säkringsabonnemang om högst 200 ampere eller som kan leverera en effekt om högst 135 kW vid lågspänning. Om undantag beviljades måste det avse samtliga sådana inmatningspunkter inom koncessionsområdet. Ärenden om undantag prövades av Svenska Kraftnät.
Lagen om elcertifikat tillkom för att främja produktionen av elektricitet med användande av förnybara energikällor och torv (för-
172
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
nybar el). I lagens 2 kap. 4 § anges bl.a. följande villkor för tilldelning av elcertifikat. ”Elcertifikat får bara tilldelas för sådan el vars inmatade mängd och dess fördelning över tiden har mätts och rapporterats till kontoföringsmyndigheten enligt de föreskrifter som meddelats av regeringen eller, efter regeringens bemyndigande, tillsynsmyndigheten.”
I regeringens proposition ”Elcertifikat för att främja förnybara energikällor” (2002/03:40) föreslog regeringen att möjligheten att få dispens från kravet på mätning av inmatningens fördelning över tiden beträffande små produktionsanläggningar skulle slopas. Förslaget tillstyrktes i remissrundan av Energimyndigheten, Svenska Kraftnät, Konkurrensverket och Riksrevisionsverket medan SERO och Svensk Energi avstyrkte. Undantagsparagrafen i 3 kap. 10 a § ellagen, upphävdes sedermera genom lag (2003:117). Skälen till regeringens förslag att ta bort möjligheten till undantag från mätning över tiden var följande: ”I denna proposition (prop. 2002/03:40) lägger regeringen fram ett förslag till ett system med elcertifikat. Systemet syftar till att främja produktion av el med användande av förnybara energikällor, exempelvis vindkraft, solenergi och biobränslen. Kostnaderna för sådan produktion är högre än för produktion som sker med användande av traditionella energikällor, av vilka storskalig vattenkraft och kärnkraft är de viktigaste. Produktionen av el i de anläggningar som betecknas som små i mätningshänseende sker till övervägande del med användande av förnybara energikällor. Det är sådana anläggningar som kan bli undantagna från kravet på mätning av inmatningens fördelning över tiden. Av tekniska skäl måste mätning av inmatningens fördelning över tiden ske för att innehavaren av en produktionsanläggning skall kunna tilldelas elcertifikat. Denna ordning kan få olyckliga konsekvenser enligt följande. Om en nätkoncessionshavare beviljas undantag blir konsekvensen att samtliga de produktionsanläggningar som omfattas av undantaget inte kan bli tilldelade elcertifikat eftersom fördelningen över tiden av deras inmatning inte mäts. Följden blir att insatserna för att främja produktion av el med användande av förnybara energikällor inte får avsedd omfattning. Det leder också till en snedvridning av konkurrensen mellan innehavarna av de små produktionsanläggningar som kan bli respektive inte kan bli tilldelade elcertifikat. Det som nu sagts lindras dock något av en bestämmelse i regleringen om undantag. Om en nätkoncessionshavare har beviljats ett undantag kan en enskild producent begära hos nätkoncessionshavaren att fördelningen över tiden av hans inmatning mäts trots det beviljade undantaget.
173
Överväganden och förslag SOU 2008:13
Nätkoncessionshavaren blir då skyldig att utföra sådan mätning men producenten blir tvungen att betala dels kostnaden för den avancerade mätutrustning som då krävs och för dess installation, dels merkostnaden för själva mätningen. Elproducenten kan då visserligen bli tilldelad elcertifikat men konkurrensen blir snedvriden på grund av de kostnader som producenten sålunda blir tvungen att betala. Dessa kostnader drabbar inte elproducenter som matar in el på ett elnät där nätkoncessionshavaren inte har beviljats undantag. I sistnämnda fall tas nämligen dessa kostnader ut via nättariffen, varigenom samtliga kunder på nätet bidrar till dessa kostnader. Även i detta fall blir alltså konkurrensen mellan producenterna snedvriden. De små producenterna hamnar också i en situation som svårligen kan accepteras. Vad gäller deras möjlighet att bli tilldelade elcertifikat eller att bli det utan att själva behöva betala nämnda kostnader blir den helt beroende av nätkoncessionshavarens ställningstagande i frågan om han skall ansöka om undantag eller ej. Detta ställningstagande kan producenterna inte påverka.”
Remissinstansernas synpunkter på förslaget om slopande av dispensmöjligheten
Statskontoret ansåg i sitt remissvar att regeringsskrivelsen saknade underlag för att bedöma om tekniska skäl förelåg för att kräva timvis mätning för att erhålla elcertifikat. Naturvårdsverket menade att man alternativt borde överväga att släppa kravet på mätning och behålla dispensmöjligheten. Målet borde enligt verket vara att minska samhällets kostnader för produktion av förnybar el. Myndigheten menade att det inte finns behov av mätning över tiden eftersom det är den totala mängden producerad el som är underlag för certifikatstilldelning och inte tidpunkten för elens produktion. Energimyndigheten tillstyrkte visserligen regeringens förslag men ville även uppmärksamma regeringen på de förslag angående mätning och rapportering som redovisas i myndighetens rapport Månadsvis avläsning av elmätare
TPF
18
FPT
. Svensk Energi skrev i sitt remissvar att man inte delade uppfattningen att det fanns tekniska skäl till att produktion av el måste timmätas för att kunna erhålla elcertifikat. Mer kostnadseffektiva metoder kan, enligt Svensk Energi läggas till grund för tilldelningen av elcertifikat. SERO krävde i sitt remissvar att dispens fortfarande skulle kunna ges från kravet på timvis mätning
TP
18
PT
(Dnr 00-00-3003).
174
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
av inmatad el samt att denna dispens även skulle kunna sökas av kraftverksägaren och inte som nu enbart av nätägaren. Som ett av skälen angav man de anläggningar där en fast telefonianslutning skulle bli mycket dyr samtidigt som det mobila telenätet saknar täckning där kraftstationen ligger. SERO menade att den inmatning som kommer från dessa kraftverk är så liten att den vida överträffas av felmätningar från större anläggningar. Istället för att slå ut dessa anläggningar genom att kräva timvis mätning borde månadsvis avläsning och rapportering accepteras. Den extra kostnad som denna hantering orsakar Svenska Kraftnät borde enligt SERO affärsverket bjuda på som Good Will.
4.6.2 Utredningens förslag
Utredningen föreslår att det i ellagen och lagen om elcertifikat införs ett undantag från kravet på mätning över tiden för produktionsanläggningar som är anslutna till lågspänning med en säkringsnivå om högst 63 ampere. För dessa beräknas istället mängden överförd el och dess fördelning över tiden dels preliminärt (preliminär schablonberäkning), dels mäts den slutliga mängden överförd el och beräknas dess fördelning över tiden (slutlig schablonberäkning). Samtidigt vill utredningen lyfta fram möjligheten för små produktionsanläggningar att själva svara för den mätning och rapportering som ligger till grund för tilldelningen av elcertifikat. Små elproducenter ska även fortsättningsvis kunna få produktionen mätt över tiden och nätföretaget har då rätt att ta betalt för detta. Samtidigt föreslås en mekanism för att begränsa mätkostnaden för elanvändare som samtidigt är elproducent och har ett säkringsabonnemang om högst 63 ampere. En elanvändare som samtidigt är elproducent, och har ett säkringsabonnemang om högst 63 ampere, får välja att endast betraktas som elanvändare och därmed enbart betala en abonnemangsavgift för uttag För inköp/försäljning av el gäller månadsmedelvärden och vid nettoproduktion under en månad så är ersättningen för denna produktion en avtalsfråga med respektive elhandlare på samma sätt som kostnaden för elinköpen.
Utredningen bedömer att undantaget från timvis mätning bör införas skyndsamt och prioriterat. Eftersom förslaget inte har något egentligt samband med utredningens övriga förslag kan detta vid behov hanteras separat. Utredningen har föreslagit att bestämmelsen träder ikraft den 1 juli 2009. Om undantaget emellertid införs före
175
Överväganden och förslag SOU 2008:13
denna tidpunkt kommer det att finnas behov av övergångslösningar för vissa elproducenter. Vid detta datum kommer alla elkunder i landet att ha fjärrinsamlade mätvärden, månadsvis eller timvis. Fram till dess finns det anläggningar som avläses manuellt en gång per år. Elproducenter som inte ska timmätas ska istället månadsmätas enligt utredningens förslag. Om det införs före den 1 juli 2009 så kan det finnas inmatningskunder som ännu inte fått fjärrinsamling. Dessa kunder borde idag ha timinsamlade mätvärden men det finns de som inte har det. Problemet gäller endast ett fåtal elproducenter och enligt elnätsföretagen finns det godtagbara lösningar för dessa.
4.6.3 Utredningens överväganden
Begreppet fördelning över tiden avser i praktiken timvis mätning
TPF
19
FPT
,
dvs. kravet på mätning avser inmatad energi per timme. Timvis mätning är grunden för elmarknadens uppbyggnad. När elanvändaren handlar el från en producent, ofta via en elhandlare, så är det i praktiken konsumtionen per timme som används. 8 kap. 4 § ellagen (1997:857) säger följande om balansansvaret: ”En elleverantör får bara leverera el i uttagspunkter där någon har åtagit sig det ekonomiska ansvaret för att det nationella elsystemet tillförs lika mycket el som tas ut i uttagspunkten (balansansvar).” Det så kallade balansansvaret innebär därmed att elleverantören måste hålla en balans per timme vilket kräver att såväl produktion som konsumtion måste mätas eller uppskattas per timme.
Gränsen 63 ampere för små elproducenter är satt utifrån att inte heller elanvändare med en säkringsnivå om högst 63 ampere behöver mätas och rapporteras timvis, utan det räcker med s.k. schablonmätning. Det är också så att för elproducenterna över denna nivå bedöms värdet av den förväntade produktionen vara av den storleksordningen att kostnaden för timmätning inte utgör ett avgörande hinder. På konsumtionssidan använder man för elanvändare med liten konsumtion i praktiken uppskattade värden istället för uppmätta värden. Detta omfattar cirka 5,2 miljoner elanvändare vilka står för en betydande andel av den totala elkonsumtionen i landet. För närvarande har många en energimätare som enbart läses av med längre mellanrum, men från år 2009 ska samtliga elanvändare ha en mätare som läses av månadsvis. Uppskattade timvärden erhålls genom att nät-
TP
19
PT
Prop. 2002/03 :40, se även Förordning (1999:716) om mätning, beräkning och rapportering av överförd el.
176
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
bolagen (som är ansvariga för mätningen) kombinerar uppmätta, aggregerade timvärden (t.ex. från en transformator som matar ett helt bostadsområde) med uppgifter om årskonsumtionen hos de olika elanvändarna samt schabloner för deras förbrukning, fördelat över året, veckan och dygnet. Schablonerna skiljer sig inte mellan t.ex. villor och lägenheter.
En gräns om 63 ampere motsvarar vid trefas lågspänning en maximal effekt om 43,5 kW. För en installerad effekt som är större än denna nivå kommer därmed timmätning att vara ett krav. Antag t.ex. ett vattenkraftverk med installerad effekt 50 kW och en utnyttjningstid om 3 850 timmar per år (dvs. 3 850 kWh/kW per år, vilket är årlig beräknad medianproduktion i vattenkraftverk enligt certifikatsregistret januari 2007), så erhålls en energiproduktion på 50*3 850 = 192 500 kWh. Med ett elpris på 40 öre per kWh erhålls en årlig intäkt på 77 000 kronor (+ elcertifikat under de första 15 åren). De kostnader för timmätning som nämns nedan, dvs. 3–5 000 kronor per år motsvarar 4–6 procent av årsintäkten från elförsäljningen. Detta gör att marginalpåverkan (dvs. om man ska öka effekten från 43,5 kW trots att det medför kostnad för timmätning) bedöms ha liten betydelse. Dessutom uppstår vinster med timmätning på så sätt att man kan få bättre betalt vid vissa timmar än vid andra. Sammantaget bedöms gränsen om 63 ampere som rimlig.
Det är självfallet en fördel, rent beräknings- och hanteringsmässigt, om så mycket som möjligt uppmäts istället för uppskattas. Uppskattningar är som regel behäftade med fel vilka senare måste rättas till. På senare år har exempelvis ett stort antal husägare investerat i berg- och jordvärmepumpar där en elpatron är nödvändig för riktigt kalla dagar då värmepumpen inte räcker till. Hur detta fungerar, dvs. den ökade variationen i elanvändningen vid låga utomhustemperaturer p.g.a. värmepumpar, är något som nätbolagen saknar detaljinformation om idag. Det finns också villaägare som går över från oljeeldning till berg- eller jordvärme vilket ger (olika beroende på värmepumpsdimensionering) ännu högre elförbrukning särskilt när det är riktigt kallt (även där elpatron). I dagsläget
TPF
20
FPT
finns minst
100 000 småhus som använder berg/jord/sjövärmepump. Det betyder att cirka 100 000 konsumtionsanläggningar inte timmäts, samtidigt som det kan vara relativt stora avvikelser mellan uppskattade och verkliga timvärden.
TP
20
PT
Statistiska Meddelanden, EN 16 SM 0604, 7 procent av alla småhus.
177
Överväganden och förslag SOU 2008:13
I den ordning som rådde då det, under en kort tidsperiod, fanns möjlighet till dispens från kravet på mätning och rapportering av inmatad el över tiden var det endast nätkoncessionshavaren som kunde ansöka om detta. Vid samma tidpunkt som denna möjlighet infördes lades en proposition om elcertifikat varvid mätning över tiden blev ett krav för tilldelning. Detta skapade en situation då vissa småskaliga elproducenter uppfyllde kraven för elcertifikat medan de som levererade till en nätägare som ansökt om dispens från mätning över tiden skulle bli tvungna att kräva särskild hantering hos nätägaren med höga kostnader som följd. Detta skapade en ohållbar konkurrenssituation. Det som orsakade detta förhållande var emellertid lagen om elcertifikat med sitt krav på timvis mätning.
Det tycks, att döma av remissvaren på den skrivelse som föregick lagen om elcertifikat, finnas delade meningar om behovet av timvis mätning för tilldelning av elcertifikat. Detta eftersom det tilldelas efter den totala mängden producerad el. Från Svenska Kraftnäts sida har emellertid tekniska skäl framförts för att även de småskaliga producenterna ska timmätas. SvK har bl.a. framfört att det blir problem i små mätområden och att det blir avvikelser i avräkningssystemen som i efterhand måste fördelas tillbaka timme för timme efter en icke känd förbrukningsprofil på ett rättvist sätt. Utredningen har istället bedömt att samhällets intresse i att främja småskalig förnybar elproduktion motiverar en särskild hantering även om den skulle vara förknippad med vissa samhälleliga kostnader. Utredningen har i direktivet fått uppdrag att utforma ett regelverk för undantag från nuvarande krav på timvis mätning för småskaliga producenter av förnybar el. Utredningen uppfattar det även som önskvärt att dessa producenter med undantagsmöjligheten ska kunna bli berättigade till elcertifikat. Det är viktigt för ekonomin i t.ex. mindre solcellsanläggningar att även dessa kan få elcertifikat.
Det kan nämnas att i samtliga de fyra länder som utredningen studerat, dvs. Portugal, Spanien, Tyskland och Storbritannien, finns ett undantag för småskalig produktion gällande kravet på timmätning eller motsvarande.
Motiven till förslagen kan sammanfattas på följande sätt:
• Att införa ett undantag för små producenter rörande krav på timvis mätning innebär att väga kostnaden för timvis mätning mot nyttan av densamma. Enligt den information som utredningen har tagit del av har det inte kunnat påvisas några stora kostnader för att ta bort kravet på timvis mätning.
178
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
• I det läget att man i framtiden får in betydligt större mängder småskalig produktion (mindre än 63 A) i elsystemet är det möjligt att ta upp frågan igen. I dagsläget är kravet på timvis mätning ett klart hinder för utbyggnad av lokal småskalig förnybar produktion.
Angående förslaget att inte ha timmätning på småskalig produktion, här definierad som produktion ansluten till lågspänning och en säkring om högst 63 ampere har bland annat följande frågeställningar framförts till utredningen:
”Inför kostnadstak för timmätningen”
Förslaget om att ta bort kravet på timvis mätning är föranlett av att dessa mätningskostnader fullständigt slår ut ekonomin i små produktionsanläggningar eftersom bara mätningen för de minsta produktionsanläggningarna kostar mer än produktionens värde. Som illustration följer här ett räkneexempel: Antag att man sätter upp 10 kvadratmeter solceller på taket med 10 procent systemverkningsgrad. Detta ger en toppeffekt på 1,2 kW
B
DC
B
och en årsproduktion på
cirka 1 000 kWh
B
AC
B
. Värdet för elanvändare i form av minskning av inköpt el är 1 100 kronor per år vid ett totalt elpris (elinköp + nätavgifter + skatter och avgifter) på 1,10 kronor per kWh. I dagsläget överstiger kostnaden för timvis mätning, beräkning och rapportering värdet av produktionen. Nätbolagen uppger att det inte är just mätningen som är dyr utan ansvaret för att alla timdata för ett helt år ska vara korrekta
TPF
21
FPT
.
Bland andra solelproducenterna har till utredningen gett uttryck för att även om schablonmätning tillämpas kan den mätavgift som nätbolaget debiterar bli för hög. Att begära provning av avgiften hos EMI ses inte som en praktisk och framkomlig väg, man förespråkar därför ett takpris.
Det kan nämnas att det fanns ett kostnadstak för timmätning före 1999 men det togs bort när kravet på timmätning slopades för de mindre kunderna.
TP
21
PT
Prisuppgifter till utredningen 2007: 3 600 kr/år+ moms (Vattenfall), 800 kr/år + moms (Fortum) (2 860 kr/år + moms vid > 63 A), 3 700 kr/år + moms (E.ON) och 1 625 kr/år + moms (Mälarenergi). Fortum hävdar dessutom att 800 SEK per år inte är en kostnadsriktig avgift utan den valda nivån ska ses som en subventionering av småskalig förnybar elproduktion.
179
Överväganden och förslag SOU 2008:13
En alternativ lösning som har framförts till utredningen är att ett takpris bör införas istället för att ta bort timmätningen för små elproducenter eftersom man anser att timmätningen i sig har ett stort värde. Problemet med denna lösning är att merkostnaden för den timvisa mätningen då får bäras av nätbolaget och till syvende och sidst hamnar denna kostnad på elanvändarna i form av högre nätavgifter (se tabell 4.9). En sådan kostnad måste då vara motiverad utifrån samhällsekonomiska skäl. Utredningen har inte funnit dessa skäl vara tillräckligt stora. Kravet på månadsmätning hos 5,2 miljoner elanvändare (med en säkring på högst 63 A, dvs. frånvaron av krav på timvis mätning), torde enligt utredningen skapa en betydligt större osäkerhet i systemet än vad ett fåtal (vilket vi antar att det under överskådlig tid handlar om) mindre produktionsanläggningar kan orsaka. I det fall tillväxttakten för småskalig förnybar elproduktion skulle bli så hög att elproduktionsvolymen riskerar att skapa problem ur balanssynpunkt bör frågan om återinförande av krav på timvis mätning åter tas upp till diskussion. Vid denna volym har förmodligen även kostnaden för mätutrustning och hantering av mätvärden sjunkit till mer acceptabla nivåer.
Tabell 4.9 Jämförelse mellan Vattenfalls årskostnader (2004) för schablonmätning respektive timmätning för olika kundkategorier
Schablonmätning 16-63 A, ett räkneverk
360 kr
Schablonmätning, 16-63 A, två räkneverk
560 kr
Schablonmätning, 80-200 A, ett räkneverk
660 kr
Schablonmätning, 80-200 A, två räkneverk
860 kr
Timmätning, lågspänning
4 900 kr
Timmätning, högspänning
7 000 kr
Källa: Vattenfall (720-2003-8986), 2004-02-11, skrivelse till Statens Energimyndighet Angående prövning av mätavgifter för mindre elproduktionsanläggningar avseende Vattenfall Eldistribution AB.
Ovanstående tabell är hämtad från Vattenfalls redovisning till Energimyndigheten år 2004 av mätavgifter för mindre elproduktionsanläggningar. En annan mindre elproducent
TPF
22
FPT
har till utredningen upp-
visat tre offerter från mätföretag som erbjuder sig att timmäta för 1 034, 2 140, respektive 3 000 kronor per år (exklusive moms). Enligt uppgifter från SERO
TPF
23
FPT
som baseras på en offert från Rejlers skulle
TP
22
PT
Enligt uppgifter från Thomas Sandberg, SERO, 2007-09-25.
TP
23
PT
Christer Söderberg, SERO, 2007-09-21.
180
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
mätvärdeshämtning per månad ge en årskostnad på 5–600 kronor vilket överensstämmer relativt väl med Vattenfalls uppgifter.
Utredningen gör ingen egen bedömning av rimligheten i ovanstående belopp utan dessa ska ses som exempel på de kostnadsbedömningar som enskilda nätföretag gör. Sammanställningen visar dock, menar utredningen, tydligt på den fördyring som timmätning innebär jämfört med schablonmätning. För produktionsanläggningar som är anslutna till lågspänning med en säkringsnivå om högst 63 ampere innebär timmätning (enligt Vattenfalls kostnadsredovisning) en fördyring på 4 340–4 540 kronor (beroende på antal räkneverk). Även om ett pristak för mätningen skulle införas kvarstår denna fördyring som då får fördelas mellan uttagskunderna i form av högre nättariffer.
Nätföretagens tariffer för timmätning har varit föremål för prövning vid Energimyndigheten vid ett antal tillfällen. Deras beslut har i flera fall överklagats vidare av nätföretagen vilket har lett till ett antal domar i Länsrätten. Energimyndigheten har i sin tur överklagat Länsrättens dom hos Kammarrätten där ärendena nu ligger för avgörande och därigenom vägledande domar. Utredningen har tagit del av tre domar i Länsrätten (Södermanland) som gäller årsavgifter för timmätning på 4 200 kronor per år exklusive moms vilka Energimyndigheten i sina beslut har ändrat till mellan 138, 138 respektive 208 kronor per år exklusive moms. Länsrätten har sedan i sina domar fastslagit att en skälig tariff för timmätning ligger på mellan 1 900 och 3 240 kronor per år exklusive moms, i dessa tre fall. Samtliga domar är överklagade till Kammarrätten men är ännu inte avgjorda där.
”Timvis mätning viktigt för effektfrågan”
Effektfrågan handlar om kraftsystemets möjlighet att klara av situationer med mycket hög elförbrukning. Vid dessa situationer är det viktigt att prissignalen når ut till samtliga aktörer (producenter och elanvändare) så att de har möjlighet att få betalt för åtgärder just vid den timme då detta är aktuellt. Detta är självfallet en viktig fråga och det vore klart önskvärt om framför allt elanvändare ges denna möjlighet då det har stor betydelse för att möta ovanliga situationer med hög efterfrågan. Det finns många studier som visar att det finns en stor outnyttjad potential bland elanvändarna. I det fall som utredningen analyserar handlar det dock om små elproducenter. I
181
Överväganden och förslag SOU 2008:13
praktiken rör det sig framför allt om solceller, vindkraft och småskalig vattenkraft. För solceller och vindkraft gäller att marginalkostnaden är synnerligen låg och att det är tillgången på primärenergi, dvs. vinden eller solinstrålningen, som styr produktionen. Detta innebär att produktionen blir oberoende av priset eftersom dessa kraftslag alltid försöker producera så mycket som det går. Att ha timvis mätning skulle därmed inte påverka produktionens nivå. Vad gäller småskalig vattenkraft är det i princip möjligt att vissa av dessa skulle kunna ha ett magasin där man väljer att producera vid timmar med hög efterfrågan, dvs. högt pris. Det kan dock inte röra sig om några större mängder. Om detta är lönsamt för vattenkraftverkets ägare så har denne möjlighet att välja sådan mätning.
Det finns ett visst motstånd mot att avskaffa kravet på timmätning för små elproducenter. Ett av skälen som anförs är att förutsättningen för det schablonavräkningssystem som tillämpas i Sverige är att all inmatning till ett nät är timmätt, liksom all utmatning till andra nät. Man menar att eftersom allt som matas in i näten timmäts ger det en exakt kontroll på energimängderna per timme, även om inte uttagen timmäts. Förbrukningsprofilen i varje område skulle då vara exakt rätt varje timme. Slopas kravet på timmätt inmatning, så ger det endast uppskattade totala värden på energin och därmed på förbrukningsprofilen. Detta kan försvåra balansavräkningen, men borde med hänsyn till mätfel och dylikt inte vara ett allvarligt problem.
Eon har till utredningen redovisat vad konsekvenserna skulle kunna bli av att ett antal mindre produktionsanläggningar övergår till schablonmätning istället för timmätning. Man uppmärksammar att förbrukningsprofilen, som ligger till grund för gällande andelstal, såsom den räknas ut idag i enlighet med gällande föreskrifter, inte kommer att stämma om inte all produktion timmäts. Det åligger Energimarknadsinspektionen att se över föreskrifterna samt allmänna råden
TPF
24
FPT
om mätning, beräkning och rapportering så att de reflek-
terar behovet av anpassning till förekomsten av icke-timmätt produktion som ett resultat av utredningens förslag.
Engångskostnaden för att utveckla SAP (som bl.a. används av Eon för balansavräkning) till en ny form av schablonavräkning med producenter beräknas för Eons del till cirka 100 000 kronor. Denna kostnad kan givetvis skilja sig åt mellan olika nätföretag men storleksordningen torde kunna räknas i hundratusentals kronor och inte
TP
24
PT
Statens energimyndighets föreskrifter och allmänna råd om mätning, beräkning och rapportering av överförd el; STEMFS 2007:5.
182
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
miljoner. Företrädarna för elnätsföretagen upplever denna kostnad som rimlig och motiverad. Ett annat alternativ, i områden där detta inte är möjligt (t.ex. områden med mycket småskalig elproduktion och få uttagskunder), är att nätbolaget sätter in timavläsning men endast tar betalt för månadsavläsning. Enligt Eons beräkningar blir kostnaden i ett område med 300 småskaliga anläggningar som följer:
Tabell 4.10 Konsekvenserna av att sätta in timavläsning men ta betalt för
månadsavläsning
Antal anläggningar: 300
Timavläsning (cirka 1 200 * 300) 360 000 kr/år
Månadsavläsning (cirka 150 ’ 300) 45 000 kr/år
Merkostnad för nätföretaget 315 000 kr/år
Källa: Marcus Östrell Energicontrolling/Nätavräkning E.ON Elnät Sverige AB
TPF
25
FPT
Utredningen är av den övertygelsen att om dagens avräkningssystem inte har några brister, dvs. det fungerar utmärkt, trots att vissa användargrupper inte är timmätta, så bör det även fungera om vissa producenter inte heller timmäts, eftersom deras produktion motsvarar en betydligt mindre energimängd än den för icke timmätta elanvändare.
Det har också framförts att det ur administrationskostnadens synvinkel är lönsamt att timmäta eftersom avräkning och handhavande av timmätvärdena är enkel. Från nätbolagens sida har det till utredningen getts en helt annan bild nämligen att hanteringen av timmätvärdena är betydligt dyrare än månadsvärden. Det är i stort sett inte någon kostnadsskillnad på mätare som klarar timmätning, jämfört med mätare som endast klarar månadsmätning. Kostnadsskillnaden för elnätsbolagen består dels av kostnaden för kommunikation (varje dag istället för en gång i månaden och ibland sker kommunikationen i annat system, t.ex. GSM, istället för det ordinarie insamlingssystemet) dels av administration av mätserier. Administrationen för elnätsbolagen av timserier dagligen är enligt bolagen själva betydligt kostsammare än administrationen av månadsvärden månatligen. Värdet av timmätning för små producenter har även lyfts fram i utredningen. Värdet skulle ligga i att eftersom producenten kan få betalt efter det rätta värdet och inte bara som ett vägt medelpris.
TP
25
PT
Tabellen visar ej de totala kostnaderna för mätningen men visar att det skiljer sig mellan timvis och månadsvis hantering (tabellen visar den del av kostnaderna som nätavräkning inom EON exponeras för i sin interna redovisning).
183
Överväganden och förslag SOU 2008:13
Genom utredningens förslag har emellertid en producent möjlighet att välja timmätning om värdet av en sådan överstiger kostnaden.
”Timvis mätning viktigt för att minimera avräkningsfel”
Som beskrivits ovan används idag ett schablonsystem för icke timmätta elanvändare. Om man dessutom tillåter ett antal mindre producenter att inte använda timvis mätning kommer det att resultera i större fel i avräkningen. De kostnader som större avräkningsfel innebär bör emellertid ställas i relation till de besparingar som månadsvis i stället för timvis mätning innebär. Om man investerar i solceller så bör deras produktion vara relativt enkel att schablonberäkna. Solcellers produktionsfördelning över året är mycket väl kartlagd. Vill man vara noggrannare kan man även beakta solinstrålningen. Det är dock tveksamt om detta är motiverat ur kostnadssynpunkt. På dagens elmarknad är det tveksamt om man inom ett antal år kommer få så stora mängder el från solceller att det på ett signifikant sätt påverkar nätområdenas balanser. När det gäller småskalig vindkraft (detta gäller även solceller) är en trolig framtida marknad elanvändare som huvudsakligen använder produktionen för egen konsumtion. Det finns idag inget krav på att denna konsumtion ska mätas timvis. Det är svårt att se att kostnaderna för de extra avräkningsfel orsakade av vindkraftens variationer på ett avgörande sätt skulle påverka nätbolagets kostnader för att hantera detta. För vattenkraftverk kan det i större utsträckning finnas separata inmatningar till nätet, dvs. produktion som inte direkt används för egen konsumtion. Det är fortfarande relativt små energimängder som matas in. Som exempel kan en enskild anläggning om 63 ampere lågspänning som årsproduktion mata in energi motsvarande konsumtionen i ett par eluppvärmda småhus. Det är svårt att se att detta på ett avgörande sätt skulle påverka nätägarens kostnader. En mycket central faktor är också att Svensk Energi som företräder nätägarna ser positivt på ett undantag från krav på timvis mätning.
Det kan enligt uppgift även finnas specialfall med mycket små schablonberäkningsområden där förbrukningsprofilen skulle bli oanvändbar om inte produktionen är timmätt. Utredningen menar att det för samtliga områden där det finns såväl produktion som konsumtion som inte är timmätt måste båda gruppernas timvärden uppskattas utifrån tillgänglig information. De energimängder som det kan bli fråga om för små elproducenter ger betydligt mindre fel
184
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
än de som idag accepteras för områden med enbart icke timmätta elanvändare.
4.7 Förslag om beaktande av nätförluster på regionnät vid tariffsättning
Utredningens förslag: På regionnät ska en elproduktionsanläggnings påverkan på nätförlusterna beräknas som dess marginella påverkan på förlusterna, dvs. enligt samma metod som idag tillämpas av Svenska Kraftnät på stamnätsnivå. Detta föreslås regleras genom elförordningen (1994:1250) och att nya föreskrifter meddelas avseende metoden för genomförandet.
Lämna förslag till generella, icke diskriminerande riktlinjer enligt vilka ersättning kan bestämmas vid inmatning av el, från mindre elproduktionsanläggningar.
4.7.1 Utredningens överväganden
Utredningsdirektivet anger att generella riktlinjer ska utarbetas, enligt vilka ersättning kan bestämmas vid inmatning av el från mindre elproduktionsanläggningar. Eftersom lagstiftningen är generell och utredningen föreslår ett borttagande av de särskilda reglerna om nättariffer för mindre elproduktionsanläggningar, har utredningen valt att föreslå riktlinjer för alla elproduktionsanläggningar, oavsett storlek, men dock enbart för regionnät där detta förslag direkt speglar förslaget om kanaltariffer för regionnät.
4.7.2 Utredningens förslag
Utredningens förslag innebär att energidelen av nätnyttoersättningen för elproduktionsanläggningar anslutna till regionnät, beräknas som den marginella påverkan på elnätets förluster dvs. enligt samma metod som idag tillämpas av Svenska Kraftnät. Om resultatet av beräkningarna blir en förlustminskning ska elproduktionsanläggningen tillgodogöras denna genom en nätnyttoersättning. I de fall beräkningarna leder till en förlustökning, tillkommer denna som en del i nättariffen. Förslaget innebär i detta avseende ingen förändring
185
Överväganden och förslag SOU 2008:13
jämfört med dagens regelverk i ellagen 3 kap 15 §. Nättariffer för område och linje för inmatning av elproduktion behandlas för övrigt i kapitel 4.5.
Syftet med förslaget är att få till stånd en likartad och rättvis beräkning av förlusterna på regionnät samt att elproducenter anslutna till region- respektive stamnät behandlas på ett likartat sätt. Genom att fastställa en metod för hur beräkningarna ska genomföras ökar också transparensen.
Svenska Kraftnät har inom ramen för utredningen beräknat marginalförlustkoefficienter för alla regionnätspunkter. Utredningen föreslår att Svenska Kraftnät får i uppdrag av regionnätsägarna att genomföra beräkningarna för alla regionnätsföretag fortsättningsvis. Syftet är att få en likartad behandling samt en enhetlig metod. Förutsättningen är att alla nätägare skickar in all behövlig information till Svenska Kraftnät, som årligen genomför beräkningarna. För att uppnå en stabil och förutsägbar nivå på nätnyttoersättningen (alternativt nättariffen), föreslås att nätägarna använder sig av ett rullande treårsgenomsnitt av resultaten. Eftersom regionnäten är starkt kopplade till stamnätet med i många fall parallelldrift mellan region- och stamnät, är det nödvändigt att beakta stamnätsdata och samtliga regionnät samordnat för att kunna beräkna den marginella påverkan på förlusterna i varje punkt. Det är bara Svenska Kraftnät som formellt har tillgång till dessa data och därmed kan göra dessa beräkningar. Vad de kan ansvara för är framtagandet av koefficienterna för de marginella förlusterna i varje punkt. Det är dock regionnätsföretagen som är ansvariga för sina tariffer som bygger på dessa koefficienter. Det är även regionnätsföretagen som är ansvariga för sina egna nätdata.
Regeringen eller, efter regeringens bemyndigande, Energimarknadsinspektionen meddelar närmare föreskrifter om beräkningen av ersättning. Beräkningsmetoden föreslås regleras genom en ny föreskrift.
4.7.3 Dagens regelverk och praxis
I 3 kap 15 § 1–3:e stycket ellagen (1997:857) står det: Innehavare av en produktionsanläggning har rätt till ersättning av den nätkoncessionshavare till vars ledningsnät anläggningen är ansluten. Ersättningen skall motsvara
186
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
1. värdet av den minskning av energiförluster som inmatning av el
från anläggningen medför i nätkoncessionshavarens ledningsnät, och 2. värdet av den reduktion av nätkoncessionshavarens avgifter för
att ha sitt ledningsnät anslutet till annan nätkoncessionshavares ledningsnät som blir möjlig genom att anläggningen är ansluten till ledningsnätet.
I praktiken innebär det att för en elproduktionsanläggning som är ansluten till regionnätet (dvs. ett nät som är anslutet till stamnätet), får denna elproduktionsanläggning ersättning för förlustminskningen i regionnätet (första punkten) samt minskade förluster på stamnätet (andra punkten). Detta eftersom Svenska Kraftnäts tariffer mot regionnäten avspeglar regionnätens energikonsumtions (eller produktions) marginella påverkan på förluster på stamnätet.
För elproduktionsanläggningar anslutna till lokalnät (dvs. nät som inte är anslutna till stamnät utan till regionnät) är dock situationen annorlunda. Detta beror på att regionnätens tariffer mot lokalnäten inte har något krav på sig att vara kostnadsriktiga avseende marginell påverkan på förluster. Antag en 130/20 kV transformator där 130 kV-sidan är ansluten till ett regionnät och 20 kV-sidan är ansluten till lokalnätet. Om man ansluter på 130 kV-sidan blir därmed förlusterna i region- och stamnät korrekt beaktade. Om man däremot ansluter på 20 kV-sidan beror det helt på vilken tariffkonstruktion som regionnätsägaren valt för lokalnäten. Enligt lagen ska dessa vara desamma för samtliga uttagspunkter med samma anslutningsspänning, vilket därmed inte ger korrekt styrsignal till elproduktion i lokalnäten.
Beräkningsmetoden
All överföring av el påverkar elnätets förluster. Förlusterna är proportionella mot strömmen i kvadrat vilket gör att elproduktion närmare elanvändarna har en relativt stor påverkan på förlusterna.
Svenska Kraftnät har idag en energitariff som avspeglar elkonsumtionens respektive elproduktionens påverkan på förlusterna. Detta medför att man får en korrekt tariff avseende olika anläggningars relativa ”nettonytta” för elsystemet, dvs. hur mycket av olika anläggningars elproduktion som kommer fram till elanvändaren. Utredningen ser inga hinder, utan enbart fördelar med att denna struktur
187
Överväganden och förslag SOU 2008:13
används även på regionnätsnivå. Dock kan den leda till ökade kostnader för hantering av data till beräkningarna.
Marginalförlustkoefficienten bestäms enligt följande: marginella förluster = [(förluster utan P) – (förluster med P)]/P. ”Förluster utan P” avser förlusterna i hela elnätet när man inte gör någon förändring i en given anslutningspunkt. ”Förluster med P” avser förlusterna i hela elnätet när man ökar effektinmatningen med effekten P i anslutningspunkten. Inmatning i en anslutningspunkt (dvs. P>0) balanseras genom att skala upp elförbrukningen i resten av Norden. Uttag i en anslutningspunkt (dvs. P<0) balanseras genom att skala upp elproduktionen i resten av Norden. Marginalförlustkoefficienten bestäms sedan som genomsnittet när man beräknar de marginella förlusterna med positivt respektive negativt P. När Svenska Kraftnät har räknat ut koefficienterna har man räknat på att en förändring i inmatad och uttagen effekt P sker i anslutningspunkterna. Beräkningarna har gjorts med P lika med 20 MW på 400 kV nät, 5 MW på 70–300 kV nät respektive 2 MW på 0–69 kV nät. Utredningen anser att valda nivåer på parametern är relevanta i sammanhanget.
Positiva värden på marginalförlustkoefficienterna innebär debitering vid inmatning medan negativa värden innebär kreditering. För beräkning av de marginella förlustkoefficienterna på regionnäten så har Svenska Kraftnät gjort en preliminär uppskattning inom ramen för denna utredning. Detta innebär att det finns en preliminär uppskattning av marginalförlustkoefficienterna. Dessa kan sedan användas på precis samma sätt som Svenska Kraftnät använder marginalförlustkoefficienterna för sina egna nättariffer.
TPF
26
FPT
Det kan bli mycket
höga förlustkoefficienter i vissa fall vid radiella ledningar. Svenska Kraftnät har för sina tariffer satt en gräns på att marginalförlustkoefficienten max kan vara +/- 10 procent. Utredningen anser att en motsvarande gräns bör gälla för regionnäten.
Energidelen i nätnyttoersättningen är med denna metod kostnadsneutral ur nätägarens synvinkel. Ett kraftverk i regionnätet får ju betalt för sin marginella påverkan på elnätets förluster (inklusive påverkan på stamnätets förluster vid stamnätstariffen). Alternativt får de betala i nättariffen vid positiv förlustkoefficient.
TP
26
PT
För mer information om detta se ”Prislista för stamnätet”, Svenska Kraftnät.
188
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
Nätnyttoersättning på lokalnät
Utredningen har diskuterat olika möjligheter för hur en metod att beräkna nätnyttoersättning i lokalnäten kan se ut. Slutsatsen har blivit att föreslagna metoder antingen är för detaljerade och administrativt betungande eller alltför schabloniserade och leder till felaktiga resultat. Det finns ett uttalat önskemål från såväl nätägare som elproducenter att få klara regler för hur dessa beräkningar ska gå till. Samstämmigheten är dock inte lika stor när man diskuterar detaljerade förslag, inte ens inom varje kollektiv. Det har inom denna utrednings snäva tidsramar inte funnits möjlighet att ta fram detaljerade förslag för nätnyttoersättning på lokalnät och dessutom göra en konsekvensanalys av dessa för såväl framtida elproducenter som nätägare.
Däremot kan ett lokalnätsföretag anslutet mot regionnätet använda regionnätets marginella förlustkoefficienter som utgångspunkt vid beräkning av nätnyttoersättning för lokalnätets elproducenter.
4.8 Avbrottsersättning till elproducenter
Inget förslag lämnas avseende skadestånd eller avbrottsersättning till elproducenter.
Utvärdera om det nuvarande regelverket för förnybar elproduktion skapar hinder för en storskalig utveckling och utbyggnad av den förnybara elproduktionen. Bedöms förändringar av regelverket krävas skall utredaren lämna sådana förslag.
4.8.1 Utredningens överväganden
Om man är elanvändare och blir bortkopplad p.g.a. ej fungerande elnät har man enligt ellagen rätt till avbrottsersättning. Ett syfte med detta regelverk är att ge nätägaren ett incitament att upprätthålla en hög tillförlitlighet i sitt elnät.
Utredningen har blivit kontaktad av ägare till elproduktionsanläggningar med önskemål om att se över regelverket avseende skadestånd och avbrottsersättning. Frågan är om det finns skäl för att reglerna för avbrottsersättning som gäller för elanvändare även ska gälla för elproducenter. Med en kostnad för nätägaren vid even-
189
Överväganden och förslag SOU 2008:13
tuellt näthaveri får denna ett incitament att se till att ledningen inte havererar. Detta leder till att nätägarens krav på redundans i nätet ökar vilket ökar kostnaderna för nätinvesteringen. Utredningen frågar sig om det är önskvärt att införa denna ändring.
Vid diskussioner inom utredningens expertgrupp har den här frågan ansetts vara liten samt att det är ovanligt med problem eftersom avbrott på ledningar ofta är väl samplanerade mellan nätägaren och elproducenten. Frågan kan istället ses som ett argument för att tillåta att anslutningsledningar tillhör elproduktionsanläggningen eftersom elproducenten då själv har ansvar för sitt eget nät. Detta skulle kunna bli fallet om det förslag som utredningen hänskjuter till Energinätsutredningen om enskild ledning införs efter ytterligare bearbetning. Å andra sidan har åsikten framkommit att man skulle kunna lösa frågan genom att föreskriva att samma regler för ersättning ska gälla för både inmatnings- och uttagspunkter vid avbrott i nättillgängligheten. Men det finns också en möjlighet att teckna avbrottsförsäkringar, där man efter en karenstid kan få full ersättning för förlorade kWh från försäkringsbolaget.
Det befintliga regelverket för avbrottsersättning tillkom för att skydda elanvändare, inklusive näringsidkare. Av detta kan man dra slutsatsen att det inte är givet att lagstiftaren är villig att utöka regleringen. Inom utredningen är också den allmänna meningen att det är bättre att lösa frågan genom frivilliga avtal eller försäkringar, än att utarbeta tvingande regler.
Svenska Kraftnät har i sin vindkraftsutredning enligt regleringsbrev 2007 öppnat upp för 1100 MW ledig kapacitet på radiella ledningar i norra Sverige. Detta är gjort under vissa förutsättningar. Ett nytt regelverk måste skapas för att hantera mothandel på radiella ledningar. Ett visst överabonnemang tillåts på radiella ledningar, upp till den gräns där mothandelskostnaden är lika med intäkterna från nyetableringen. Störningar i nätet eller planerade avbrott, t.ex. underhåll på ledningen, kan innebära begränsningar av överföringskapaciteten eftersom man i dessa situationer inte tillämpar mothandel utan istället begränsar all ansluten elproduktion på den radiella ledningen relativt i förhållande till sin anslutna kapacitet. En avbrottsersättning för elproducenter skulle leda till avsevärda ekonomiska konsekvenser, t.ex. vid stora näthaverier. Det skulle också vara svårt att utveckla ett regelverk som motverkar marknadsspekulation. Om en avbrottsersättning till producenter skulle bli aktuell skulle därmed förslaget om ett visst överabonnemang leda till ekonomiska risker för Svenska Kraftnät vilka snarast motverkar detta förslag,
190
SOU 2008:13 Överväganden och förslag
vilket ju har som syfte att öka mängden ansluten förnybar produktion utan att bygga ut näten.
Sammantaget finner utredningen att frågan bör lösas via avtal eller försäkringar, snarare än via ett utökat regelverk.
4.9 Effektbegränsning
Inget förslag lämnas avseende effektbegränsning.
Utvärdera om det nuvarande regelverket för förnybar elproduktion skapar hinder för en storskalig utveckling och utbyggnad av den förnybara elproduktionen. Bedöms förändringar av regelverket krävas skall utredaren lämna sådana förslag.
4.9.1 Utredningens överväganden
En frågeställning har uppkommit inom utredningen om det skulle kunna finnas behov av att se över frågan om effektbegränsning. Med effektbegränsning avses att inmatad maxeffekt från en elproduktionsanläggning begränsas genom att teckna ett mindre nätabonnemang än elproduktionsanläggningens maxeffekt.
En nätägare kan ha möjlighet att ta emot en viss effekt utan att göra (större) nätinvesteringar i ett område. När en elproducent vill ansluta en kraftanläggning som innebär att denna maxeffekt överskrids måste därmed inmatad effekt kunna begränsas. Elproducenten ska kunna göra sin investering och komma överens med nätägaren om att begränsa anläggningens effekt tills en nätinvestering ökat kapaciteten. Tillfälliga abonnemang kan tecknas vid behov.
Vid diskussioner i utredningens expertgrupp har det framkommit att det finns en fungerande praxis redan idag, varför inget förslag lämnas.
191
5 Ekonomiska och andra konsekvenser av förslagen
5.1 Förutsättningar för konsekvensbeskrivningen
Kommittéförordningen
Kommittéförordningen (1998:1474) innehåller bestämmelser om kostnadsberäkningar och andra konsekvensberäkningar. Om förslagen i ett betänkande påverkar kostnaderna eller intäkterna för staten, kommuner, landsting, företag eller andra enskilda ska en beräkning av dessa konsekvenser redovisas i betänkandet. Om förslagen innebär samhällsekonomiska konsekvenser i övrigt ska även dessa redovisas. När det gäller kostnadsökningar och intäktsminskningar för staten, kommuner eller landsting, ska kommittén föreslå en finansiering (14 § kommittéförordningen). Om förslagen i ett betänkande har betydelse för den kommunala självstyrelsen ska konsekvenserna i det avseendet anges i betänkandet. Detsamma gäller när ett förslag har betydelse för brottsligheten och det brottsförebyggande arbetet, för sysselsättning och offentlig service i olika delar av landet, för små företags arbetsförutsättningar, konkurrensförmåga eller villkor i övrigt i förhållande till större företags, för jämställdheten mellan kvinnor och män eller för möjligheten att nå de integrationspolitiska målen (15 § kommittéförordningen).
5.2 Ekonomiska konsekvenser
5.2.1 Konsekvenser för värdmyndigheten för elnätsinvesteringsfonden
Förslaget om inrättandet av en elnätsinvesteringsfond (kap. 4.1) innebär att en myndighet ska utses vilken ska stå som värd för det särskilda beslutsorgan som ska administrera och förvalta fonden.
193
Ekonomiska och andra konsekvenser av förslagen SOU 2008:13
Detta beräknas kräva utökade personalresurser med totalt en heltidsanställd (kan delas mellan ordinarie personal). Utöver detta uppkommer kostnader för sammanträden, resor och arvoden för beslutsorganet samt kostnader för kapitalförvaltning. Totalt kommer detta att kräva ett tilläggsanslag till den berörda myndigheten på 2 till 3 miljoner kronor enligt utredningens bedömning.
5.2.2 Konsekvenser för Energimarknadsinspektionen
Förändringar i regelverket runt koncessionshanteringen leder till delvis förändrad handläggning för EMI. Det kommer att leda till en förenklad process i vissa fall och en viss ökad arbetsbörda i andra fall. Om det interna nätet inom en elproduktionsanläggning undantas från koncessionsplikt minskar antalet ärenden som Energimarknadsinspektionen ska hantera. Däremot kan förslaget om lättnader i kraven på en koncessionshavare leda till att det inkommer fler ansökningar, särskilt i inledningsskedet när lagförändringarna genomförs. Sammantaget bedömer utredningen att förändringen kommer att bli liten.
I utredningens förslag om begränsad nättariff för nya anläggningar för produktion av förnybar el betonas att Energimarknadsinspektionen bör ges resurser och ett tydligt uppdrag att se över tariffstrukturen. Det kommer att kräva tid och resurser att utarbeta en metodik för tillsyn av nättarifferna för produktionsanläggningar, särskilt med hänsyn till efterföljande rättsprocesser. Utredningen uppskattar kostnaden till 2–3 miljoner kronor per år. En höjning av nätövervakningsavgiften bör därför bli aktuell för att täcka dessa kostnader.
Utredningens förslag om månadsmätning för små producenter i kapitel 4.6 samt klarare regler för beräkning av nätnyttan på regionnät i kapitel 4.7 kan förväntas leda till att mängden överklaganden minskar vilket underlättar EMI:s arbete, dock endast marginellt.
5.2.3 Konsekvenser för nätföretagen
Konsekvenserna för nätägarna varierar i många fall beroende på geografi och hur förutsättningarna är för att uppföra nya elproduktionsanläggningar i området. Koncessionsförslagen innebär för en områdeskoncessionär att det interna nätet inom en elproduktionsanläggning
194
SOU 2008:13 Ekonomiska och andra konsekvenser av förslagen
oftare kommer att ägas av elproducenten. Därmed betraktas en elproduktionsanläggning med flera enheter som en sammanhållen anläggning. För nätägaren innebär det att anslutningspunkten och punkten där mätning sker, förflyttas. I stället för flera mätpunkter, i t.ex. en vindkraftpark, blir det bara en. Utredningen uppfattar att detta inte är negativt för nätägaren. Tvärtom kan diskussionerna mellan nätägare och elproducent om den tekniska lösningen på elnätet inom elproduktionsanläggningen bli tidsödande vilket man slipper med denna konstruktion.
Förslagen i kapitel 4.4 och 4.5 som berör nättariffnivåerna påverkar de nätföretag som har anslutit eller kommer att ansluta förnybara elproduktionsanläggningar inom sitt koncessionsområde. Efter år 2015 kommer de befintliga elproduktionsanläggningarna med en effekt om högst 1 500 kW få betala full ordinarie nättariff, vilket leder till ökade intäkter för nätägarna. Det övriga kundkollektivet kan då få en lägre nättariff. När det gäller nya anläggningar för produktion av förnybar el kan den begränsade tariffnivån innebära att intäkterna minskar för vissa nätägare. Denna minskade intäkt kommer i så fall att tas in från kundkollektivet i övrigt, dvs. elanvändare och elproducenter som inte berörs av förslaget om begränsad tariff. Detta förutsatt att inte elnätsbranschen genomför en omfördelning av nättarifferna mellan elnätsföretagen vid större installationer av lokal produktion. Förslagen avseende nättariffnivåerna kommer att innebära att nätägarna måste utarbeta nya inmatningstariffer, vilket kommer att ta resurser i anspråk, speciellt för de nätägare som inte har så mycket erfarenhet av produktion inom sitt område. Tarifferna för elanvändarna kommer också att behöva justeras. Hur detta sker beror mycket på den överordnade ekonomiska regleringen. För regionnätsägare leder även förslaget om marginalförlustberäkning i kapitel 4.7 till att nya rutiner måste utarbetas.
Förslaget om nätnyttoberäkningar för regionnät leder till ett ökat åtagande för Svenska Kraftnät eftersom de föreslås får i uppdrag av regionnätsägarna att genomföra beräkningarna. Ur resurssynpunkt är dock denna lösning mer ekonomisk jämfört med om varje nätägare själva ska genomföra beräkningarna. För Svenska Kraftnät skulle förslaget innebära att man en gång per år tar emot uppgifter från regionnätsägarna, gör beräkningarna utifrån dessa och vidarebefordrar resultatet tillbaka till regionnätsägarna. För regionnätsföretagen innebär förslaget införande av en ny rutin vilket initialt innebär merarbete. Å andra sidan är det en enhetlig metod som kräver en begränsad arbetsinsats när rutinen är inarbetad.
195
Ekonomiska och andra konsekvenser av förslagen SOU 2008:13
Utredningens förslag (kap. 4.6)om undantag från timvis mätning för små elproducenter innebär att nätföretagen måste utforma sina system för att hantera en ny form av schablonavräkning med producenter (finns för konsumenter tidigare). Engångskostnaden för att utveckla SAP (Eons datorsystem för balansavräkning) beräknas för Eons del till cirka 100 000 kronor. Denna kostnad kan givetvis skilja sig åt mellan olika nätföretag men storleksordningen torde kunna räknas i hundratusentals kronor och inte miljoner. Ett annat alternativ, i områden där detta inte är möjligt (t.ex. områden med mycket småskalig elproduktion och få uttagskunder), är att nätbolaget sätter in timavläsning men endast tar betalt för månadsavläsning. Enligt Eons beräkningar blir den årliga merkostnaden i ett område med 300 småskaliga anläggningar drygt 300 000 kronor. En enklare hantering utan krav på timmätning bör leda till totalt sett lägre kostnader för nätbolagen. De är redan idag vana att för konsumenter enbart hantera månadsvärden.
De branschgemensamma råden ”Administrativa riktlinjer för elnätsanslutningar” bör fungera som ett stöd i processen, särskilt för mindre nätföretag med ringa erfarenhet av nya anslutningar av elproduktionsanläggningar.
Bland lokalnätsföretagen finns en mängd små företag. De berörs av förslagen i stort sett på samma sätt som de stora elnätsföretagen men det finns vissa skillnader. De små företagen har ofta lättare att styra om sina rutiner. Däremot finns det ofta mindre resurser att lägga på förändringsarbetet. Utredningen bedömer att fasta rutiner och klara regler är något som välkomnas av de små elnätsföretagen. Detta eftersom de slipper lägga ner mycket arbete på att bevaka, utreda samt utarbeta egna rutiner och metoder. Detta gäller t.ex. utarbetandet av nättariffer. På den negativa sidan kan begränsningen av nättariffer tillsammans med en ökande andel förnybar elproduktion, för ett litet nätföretag innebära återkommande revideringar av nättarifferna för sina kunder. Detta eftersom några tillkommande elproduktionsanläggningar i ett litet nätkoncessionsområde kan få stort genomslag på den totala kostnadsbilden för företaget.
5.2.4 Konsekvenser för små företag
Koncessionsförslagen kommer att leda till delvis förbättrade ekonomiska förutsättningar för små elproducentföretag. Vid genomförandet av ett byggprojekt är tidsaspekten viktig. En trimning av
196
SOU 2008:13 Ekonomiska och andra konsekvenser av förslagen
processerna ger därför förbättrade förutsättningar. Förslaget om att Energimarknadsinspektionen vid koncessionshandläggningen endast ska behöva pröva nätägarens och ledningens lämplighet för de fall miljöprövningen är gjord i annan instans, är en del i att snabba upp processerna. Eftersom lokaliseringsfrågan redan har behandlats i annan instans bör ”risken” vara liten att koncessionsbeslutet överklagas.
Förslaget om möjlighet att lätta på kraven som ställs på en koncessionshavare, innebär att administrationen minskar för dem som har koncession för en anslutningsledning till en elproduktionsanläggning. På sikt hoppas utredningen att Miljöprocessutredningens arbete som förhoppningsvis utmynnar i en samordnad tillståndsansökansprocess, kommer att leda till att det blir enklare att administrera och ansöka om tillstånd för en elproduktionsanläggning.
De branschgemensamma råden ”Administrativa riktlinjer för elnätsanslutningar” är ett stöd i processen även för producenter, särskilt för små företag med liten erfarenhet. Syftet med riktlinjerna är att processerna ska flyta bättre, att parterna ska veta vad som förväntas av dem och att minska risken för samarbetssvårigheter.
De ekonomiska förutsättningarna försämras vid det föreslagna borttagandet av den reducerade nättariffen för småskalig elproduktion, dvs. anläggningar med en effekt om högst 1 500 kW. Utredningen bedömer dock att de ekonomiska förutsättningarna är tillräckligt bra för ”normalproducerande” anläggningar. Utredningen har sett exempel på anläggningar som producerar väldigt lite eller ingen el alls. För dessa anläggningar blir en övergång till ordinarie tariffer kostsam. För ägare av nya anläggningar med en effekt om högst 1 500 kW kommer ekonomin att försämras eftersom de kommer att bli tvungna att betala upp till 3 öre mer per producerad kWh jämfört med dagsläget. Däremot innebär det föreslagna regelverket att nya producenter kan välja den mest rationella storleken oavsett om den är mindre eller större än 1 500 kW.
Utredningen föreslår undantag från timvis mätning för små elproducenter samt möjlighet till nettomätning och nettodebitering. Detta innebär en avsevärd förenkling och kostnadsbesparing för de allra minsta produktionsanläggningarna. I synnerhet innebär detta att ett avgörande hinder för solcellsproduktion försvinner och i viss mån vindelproduktion i s.k. gårdskraftverk. Försäljningen av denna typ av anläggningar väntas öka kraftigt.
När det gäller konsekvenser för små elnätsföretag har dessa behandlats under 5.2.2.
197
Ekonomiska och andra konsekvenser av förslagen SOU 2008:13
5.2.5 Konsekvenser för elanvändare
Den förslagna elnätsinvesteringsfonden (kap. 4.1) ska finansieras via en fondavgift i förhållande till nätkundernas elkonsumtion. Utredningen har gjort ett försök till uppskattning av fondens kapitalbehov vilket redovisas i tabellen nedan. Det är dock svårt att sia om de kostnader som kommer att gälla i framtiden. Det bör betonas att detta enbart är räkneexempel utifrån den utbyggnadstakt som bedöms rymmas inom det nuvarande elcertifikatssystemets ramar. Om inte dessa projekt blir av så är det troligt att andra kommer till i deras ställe. Den totala omfattningen är dock begränsad genom elcertifikatskvoten. Uppgifterna som ligger till grund för beräkningarna avser endast vindkraft eftersom det är där det största behovet av elnätsförstärkningar är att vänta. De projekt som ingår är hämtade från Svensk Vindkraft som typexempel. Utredningen har gjort egna efterforskningar om vad dessa skulle medföra i form av anslutningskostnader. Enligt detta exempel skulle en utbyggnad av knappt 8 TWh vindkraft medföra ett kapitalbehov på knappt 300 miljoner kronor mellan åren 2008 och 2012.
Tabell 5.1 Kapitalbehov för elnätsinvesteringsfonden
Kostnad mkr/år Kostnad öre/kWh för nätkund 2009: 8 0,01 2010:36 0,02 2011:0 0,00 2012: 231,6 0,15 Genomsnitt 0,05
Avgiften för nätkunden skulle då under dessa år bli i snitt 0,05 öre per kWh eller cirka 10 kronor per år för en normalstor eluppvärmd villa (20 000 kWh/år). Utredningen har själv inte gjort någon bedömning av vilka planerade elproduktionsanläggningar som beräknas bli byggda. Utredningen vill heller inte uttala sig om vilka projekt som kommer att bli aktuella för att få medel från fonden.
Elkonsumenterna kan förhoppningsvis kompenseras för den ökade nätkostnaden som fonden innebär genom en ökad tillgång på förnybar el i första hand. I andra hand genom en större press på elcertifikatspriset och i ett senare skede (om mer samhällsekonomiskt utbyggd produktion av förnybar el leder till ökad politisk acceptans
198
SOU 2008:13 Ekonomiska och andra konsekvenser av förslagen
av höjd elcertifikatskvot) till en ökad tillgång på förnybar el och därmed större press på elpriset. Sammantaget är syftet med fonden att konsumenterna ska få en lägre totalkostnad. Visserligen orsakar fonden vissa kostnader men utan fonden skulle kundernas kostnad bli väsentligt högre. Detta eftersom samtliga certifierade produktionsanläggningar får ta del av en höjning av elcertifikatspriset. Det högre elcertifikatspriset är egentligen avsett för att vissa anläggningar med dyra nätanslutningar ska kunna anslutas.
Utredningen har utarbetat förslagen om förändringar av koncessionsplikten och kraven som ställs på en koncessionshavare, med den föresatsen att inga negativa konsekvenser ska uppkomma för elanvändarna. Undantaget från koncessionsplikt för det interna nätet inom en elproduktionsanläggning gäller inom begränsade ytor där det inte finns skäl för elanvändare att ansluta sig mot elnätet. För de fall där det finns elanvändare inom det begränsade området, kan det vara mindre lämpligt med ett undantag från koncessionsplikten. Om det ändå i undantagsfall ansluts elanvändare mot ett koncessionsfritt nät, sker detta genom ett civilrättsligt avtal eftersom Energimarknadsinspektionen endast utövar tillsyn mot koncessionspliktiga nät. Tillsyn mot icke koncessionspliktiga nät sker endast efter anmälan.
Utredningen har överlåtit till Energinätsutredningen att utreda frågan om enskild linje vidare. Tanken med koncession för enskild linje är dock att den ska vara enskild, dvs. det är endast lämpligt med den typen av koncession i områden där det inte finns andra anslutande elanvändare eller elproducenter. Därför bör detta förslag ha en mycket begränsad påverkan på nätkunderna.
Borttagandet av den reducerade nättariffen för småskaliga elproducenter tillsammans med den föreslagna begränsningen av nättariffen till maximalt 3 öre per kWh kan leda till konsekvenser för kunder. I områden med många befintliga småskaliga elproduktionsanläggningar får idag kundkollektivet dela på den kostnad som elproduktionsanläggningarna orsakar men inte behöver betala för p.g.a. nättariffbegränsningen för produktionsanläggningar om högst 1 500 kW. Övergångsbestämmelserna gäller enligt förslaget fram till år 2015 och efter denna tidpunkt kommer elproducenterna att betala ordinarie tariff. Förutsatt att de totala kostnaderna för att driva elnätet fördelas på alla inmatnings- och uttagskunder kommer de övriga kunderna i detta område att genomgående få lägre nättariff. Skillnaden är i de flesta fall marginell, men i områden med extremt stor andel småskalig elproduktion kan skillnaden vara betydande. Elnäts-
199
Ekonomiska och andra konsekvenser av förslagen SOU 2008:13
utredningen (SOU 2000:90) beräknade att de reducerade tarifferna på Gotland ledde till att lokalnätskunderna fick betala 10–20 procent högre nättariff p.g.a. de 139 vindkraftverk som då var i drift och som omfattades av regelverket. Idag finns cirka 160 vindkraftverk på Gotland. Efter övergångsbestämmelsernas sluttidpunkt bör elanvändarna på Gotland alltså att få en betydande tariffminskning. Även för områden där det kommer att byggas nya anläggningar med en effekt om högst 1 500 kW, kommer nätägarna att få ökade intäkter vilka kan leda till sänkta tariffer för elanvändarna.
Å andra sidan kan förslaget om begränsning av nättariffen till maximalt 3 öre per kWh innebära en viss ökning av nättarifferna för elanvändarna i områden med goda förutsättningar för utbyggnad av ny elproduktion där anläggningarna är större än 1 500 kW. Detta gäller i de fall där ordinarie tariff skulle ha hamnat på över 3 öre per kWh. Mellanskillnaden mellan 3 öre per kWh och den ordinarie tariffen kommer då att tas ut av kundkollektivet, om inte nätbranschen omfördelar sina nättariffer mellan elnätsföretagen i dessa fall. Konsekvenserna begränsas dock av att tarifftaket ligger förhållandevis högt jämfört med den reducerade tariffen för småskaliga elproduktionsanläggningar som råder idag. Nätägarens kostnader täcks alltså i betydligt högre grad jämfört med om elproduktionsanläggningar med en effekt om högst 1 500 kW skulle ha anslutits enligt nuvarande förutsättningar. Konsekvenserna begränsas också av att tidsperioden inskränks till att gälla under de första tio åren då underhållskostnaderna bedöms vara små för ett nybyggt elnät.
Utredningens förslag om undantag från timvis mätning för små elproducenter samt möjlighet till nettodebitering innebär efterlängtade förenklingar för de elanvändare som önskar producera el. Det är framförallt de allra minsta produktionsanläggningarna, producenter för husbehov, som har efterfrågat denna kostnadsbesparing och förenkling av hanteringen. Utredningen gör bedömningen att detta framförallt gynnar solcellsproducerad el och vindelproduktion från s.k. gårdskraftverk. För något större anläggningar så utgör inte kostnaden för mätning något avgörande hinder i dag. Genom att ett betydande hinder för egen produktion av el för egen konsumtion försvinner innebär detta även en mycket viktig pedagogisk signal att det går att göra något åt den egna klimatpåverkan genom investeringar i förnybar elproduktion i hemmet.
200
SOU 2008:13 Ekonomiska och andra konsekvenser av förslagen
5.2.6 Konsekvenser för statens budget
Utredningens förslag om att inrätta en elnätsinvesteringsfond med en värdmyndighet innebär ökad administration för myndigheten i storleksordningen en heltidsanställd. För detta bör tillföras ytterligare anslag. Kostnaden för administration och förvaltning av fonden är beräknad till mellan 2 och 3 miljoner kronor årligen. De ökade utgifterna kan lämpligen finansieras genom den skatt (i betänkandet kallad fondavgift) som ska belasta uttagskunderna för att finansiera elnätsinvesteringsfonden.
Utredningen anser att Energimarknadsinspektionen bör ges ett tydligt uppdrag att se över tariffstrukturen för producenter av förnybar el. Detta kommer att kräva ytterligare personella resurser på myndigheten, vilket troligen leder till ett behov av ökat anslag från staten på 2–3 miljoner kronor. Detta täcks förslagsvis genom en höjning av nätövervakningsavgiften.
5.2.7 Samhällsekonomiska konsekvenser
Ett av huvudmotiven till den föreslagna nätinvesteringsfonden är att den kommer att underlätta för etableringen av samhällsekonomiskt motiverad elproduktion. Det innebär att utbyggnaden av produktionen av förnybar el kommer att kunna göras med lägre samhällsekonomiska kostnader och med ett mer rationellt utnyttjande av produktionsresurserna tack vare fonden. Detta skapar goda möjligheter för en omfattande utbyggnad av exempelvis vindkraft i framtiden till en lägre kostnad än vad som annars hade varit fallet. En ökad produktion förutsätter dock att elcertifikatskvoterna ökar, eller att något annat system införs. Fondens existens ger i sig inte en ökad produktion av förnybar el utan bidrar huvudsakligen till att en given mängd förnybar kraft byggs ut så samhällsekonomiskt som möjligt.
Fonden har som syfte att underlätta nätinvesteringar som medel för att uppfylla de mål för förnybar elproduktion som omfattas av elcertifikatssystemet. Fondens existens beror således på om det finns behov av nätinvesteringar inom ramen för elcertifikatskvoten.
En förväntad och även önskvärd effekt av fonden är att sådana investeringar ska komma till stånd vilka är positiva ur samhällsekonomisk synvinkel men som på grund av trappstegskostnader eller flaskhalsar idag inte blir av. Tack vare fonden sänks elanvändarnas
201
Ekonomiska och andra konsekvenser av förslagen SOU 2008:13
kostnader för elcertifikaten mer än vad som motsvaras av kostnaderna för fonden, se figur 4.2. Elanvändarna förväntas alltså vinna på fonden. Samhällets kostnader för en övergång till hållbar elproduktion förväntas därmed sjunka. Tack vare den lägre kostnaden för omställningen är det då sannolikt att samhället kan komma att acceptera en allt större andel förnybar elproduktion och en ökning av elcertifikatskvoten kan lättare motiveras.
Ett allmänt främjande av utbyggnaden av förnybar elproduktion innebär att det blir ett ökat behov av service i glesbygdsområden, vilket kan innebära att det blir förutsättningar för ny näringsverksamhet. Utredningens förslag att ta bort 1 500 kW-gränsen bör leda till en mer samhällsekonomisk utbyggnad, eftersom investerare förväntas välja den mest ekonomiska storleken på kraftverk i stället för att anpassa den till nättariffregler. Tariffbegränsningen om 3 öre per kWh bör leda till att det kommer vara fortsatt intressant att bygga ut kraftverk även i glesbygd, vilket har en positiv påverkan på företagsamhet i dessa områden samt möjligheten för enskilda och mindre företag att bidra till ett hållbarare samhälle.
5.3 Övriga konsekvenser
Utredningen har övervägt huruvida förslagen i betänkandet kan komma att få effekter på den kommunala självstyrelsen, brottsligheten, jämställdheten mellan kvinnor och män eller möjligheterna att uppnå de integrationspolitiska målen. Utredningens bedömning är att förslagen inte påverkar något av dessa mål.
202
6 Författningskommentarer
6.1 Förslag till lag om ändring i ellagen (1997:857)
1 kap
Ändamål och definitioner m.m.
6 a §
Denna paragraf, som är ny, innehåller en definition av vad som avses med förnybar el. Utredningen har valt att koppla definitionen till den definition av förnybar el som anges i lag (2003:113) om elcertifikat. Skälet till detta är följande: Flera av förslagen till förändring i denna lag är avgränsade till att gälla endast för sådan produktion som är berättigad till elcertifikat. I det fall kriterierna för vad som ska vara berättigat till elcertifikat ändras i elcertifikatslagen, är avsikten att detta ska resultera i att även tillämpningen av bestämmelserna för förnybar el i ellagen anpassas.
2 kap.
Förenklad prövning av tillåtlighet
10 a §
Genom denna paragraf föreslår utredningen att möjligheterna öppnas för en förenklad eller snarare samordnad miljöprövning inför beslut om koncession för linje. Förslaget syftar i första hand till att förbättra förutsättningarna för utbyggnad av ny förnybar elproduktion men gäller i tillämpliga fall även andra nya elproduktionsanläggningar. Utredningens förslag är att som ett första steg mot en samordnad miljö- och bygglovsprövning, att Energimarknadsinspektionen ska ha möjlighet att endast pröva nätägarens lämplighet (2 kap. 10 §)
203
Författningskommentarer SOU 2008:13
respektive ledningens lämplighet i förhållande till det nationella elsystemet (2 kap. 6 §) efter att annan instans prövat och godkänt lämpligheten ur övriga aspekter som ska prövas enligt ellagen (även 2 kap. 8 §)
TPF
1
FPT
. Om en anslutningsledning alternativt en elproduktionsanläggning och anslutningsledning som en enhet, miljöprövats (enligt kap. 9 och 17 Miljöbalken) i annan instans ska den redan gjorda miljöprövningen räcka även för Energimarknadsinspektionen vid koncessionshandläggningen, istället för enligt nuvarande ordning när en ny miljöprövning genomförs. Förutsättningen är att miljöprövningen redan gjorts och att den gäller för hela anläggningen, det vill säga elproduktionsanläggningen plus anslutande ledning som en enhet. Elproducenten har härvidlag möjlighet att själv välja att söka tillstånd för elproduktionsanläggning plus anslutningsledning som en enhet. Noteras bör att detta är tillämpligt endast vid de fall en koncession för linje behövs för ledningen eftersom nya ledningar inom en befintlig områdeskoncession ej kräver ett nytt koncessionsbeslut. Om Energimarknadsinspektionen finner nätägaren och ledningen lämplig i enlighet med miljöprövningen bör inga skäl finnas för en överklagan eftersom ledningens utförande redan prövats. Överklagan blir således främst aktuell när Energimarknadsinspektionen finner att nätföretaget eller ledningen är olämplig enligt ellagen.
Lättnader i kraven på koncessionshavare
12 a §
Utredningen inför genom detta förslag möjlighet till lättnader i kraven på en koncessionshavare, i vissa fall. Förutsättningarna är att koncessionen avser en ledning som är avsedd för inmatning av el från en elproduktionsanläggning. Efter ansökan ska nätmyndigheten kunna besluta om befrielse från vissa krav. Kraven som det ska vara möjligt att få befrielse från är; årlig redovisning av nätverksamheten, skyldighet att upprätta risk- och sårbarhetsanalys avseende leveranssäkerheten i elnätet, åtgärdsplan för hur leveranssäkerheten i nätet ska förbättras (3 kap. 9 c § ellag), informationsskyldighet till elanvändare (3 kap. 9 d §), krav på upprättande av övervakningsplan (3 kap. 17 §) och att lämna skriftlig uppgift om sin nättariff (4 kap.
TP
1
PT
8 § En nätkoncession för linje får inte strida mot en detaljplan eller områdesbestämmelser.
Om syftet med planen eller bestämmelserna inte motverkas, får dock mindre avvikelser göras.
204
SOU 2008:13 Författningskommentarer
11 §). Det ska finnas möjlighet till befrielse från åtgärdskravet vid avbrott (3 kap. 9 a §), dock inte funktionskravet god kvalitet.
Vid en överlåtelse av en nätkoncession för linje är koncessionshavaren skyldig att meddela detta till Energimarknadsinspektionen. Beslutet om befrielse från kraven ska då omprövas.
Detta förslag bygger på att tredjepartstillträdet och kravet på legal åtskillnad mellan elproducenter och nätägare kvarstår. Utredningen anser att föreslagna lättnader i administrationen kan göras utan att någon risk för rättssäkerheten uppkommer.
3 kap.
10 §
Paragrafen innehåller i dag en bestämmelse som ger elanvändare med säkringsabonnemang om högst 63 ampere den möjlighet till undantag som nu utredningen även vill ska tillämpas för småskaliga elproducenter. Genom ändringen i denna paragraf införs en möjlighet för elproducenter, med ett säkringsabonnemang som är högst 63 ampere, att undantas från kraven på timvis mätning, beräkning och rapportering (se även avsnitt 4.6), vilket även kallas för mätning över tiden. Istället ska hanteringen ske månadsvis genom att produktionen schablonberäknas, uppmäts i efterhand varefter en beräkning av produktionens verkliga fördelning över tiden sker. Förbrukningsprofilen, som ligger till grund för gällande andelstal, såsom den räknas ut idag i enlighet med gällande föreskrifter, kommer inte att stämma om inte all produktion timmäts. Det åligger Energimarknadsinspektionen att se över föreskrifterna samt allmänna råden om mätning, beräkning och rapportering så att de reflekterar behovet av anpassning till förekomsten av icke timmätt produktion som ett resultat av utredningens förslag. Möjligheten att få produktionen mätt över tiden ska även fortsättningsvis finnas kvar.
I paragrafen införs även en rätt för elanvändare som samtidigt är elproducent att få inmatad el och uttagen el mätt, beräknad och rapporterad var för sig. Detta är mycket viktigt framför allt för solelproducenter eftersom dessa har en produktion som är starkt koncentrerad till sommarhalvåret medan konsumtionen sker till största del under vinterhalvåret. En förutsättning för att tillgodoräkna sig den inmatade elen i förhållande till elhandelsbolaget, med vilka solcellsproducenten avtalar om villkor för försäljning av elenergin, är
205
Författningskommentarer SOU 2008:13
att denna faktiskt uppmäts och rapporteras av nätföretaget. Vissa nätföretag installerar redan i dag mätare som kan hantera denna frågeställning. Det är även viktigt för de producenter som alltid är nettokonsumenter per månad att produktionen mäts. Det kan ju inträffa att det vissa timmar produceras mer än vad som konsumeras och då måste ju detta mätas för att produktionen ska kunna tillgodoräknas den som producerat. Dvs. nettot per månad är det som debiteras kunden vid konsumtion. Utredningen vill med detta förslag säkerställa likabehandling av elproducenterna.
Kostnader för mätning och beräkning
11 §
Förslaget till förändring i 11 § är en följd av det undantag från mätning, beräkning och rapportering som införs för småskalig elproduktion genom den föreslagna förändringen i 3 kap. 10 §. Genom denna förändring blir huvudregeln att småskaliga elproduktionsanläggningar månadsavräknas genom användandet av schablon. Om elproducenten fortsättningsvis önskar få produktionen mätt på annat vis så får han eller hon betala för detta. Detta gäller redan idag för elanvändare, med denna ändring så tillämpas detta även för elproducenter. I samma paragraf införs en möjlighet för småskaliga elproducenter, som samtidigt är elanvändare att undvika att betala för både uttags- och inmatningsabonnemang. En elanvändare kan välja att ha kvar uttagsabonnemanget trots att han eller hon även matar in el på nätet. Storleken på abonnemanget bestäms av vad som uppgår till det högsta värdet under året, inmatningen eller uttaget. Valet att ha ett eller två abonnemang kan endast göras en gång per kalenderår.
14 §
Innehavare av en produktionsanläggning som kan leverera en effekt om högst 1 500 kilowatt åtnjuter i dag ett undantag (4 kap. 10 § ellagen) som innebär att de endast ska betala den del av avgiften enligt nättariffen som motsvarar den årliga kostnaden för mätning, beräkning och rapportering på nätkoncessionshavarens nät. Genom 14 § har dessa elproducenter även varit befriade från att betala för kostnaden för mätutrustningen m.m. Då utredningen nu föreslår
206
SOU 2008:13 Författningskommentarer
att samtliga undantag för denna kategori elproducenter tas bort bör alltså även denna bestämmelse ändras.
4 kap.
Särskilt om nättariffer för linje
5 §
Idag har regionnätsföretagen möjlighet att välja mellan att ta ut kanaltariff eller medelvärdesbildad punkttariff av elproducenter. För att ge incitament till att nyttja näten rationellt föreslår utredningen att det i 5 § läggs till följande lydelse: För en inmatningspunkt ska nättariffen utformas med hänsyn till var punkten är belägen. Detta gör kanaltariffer obligatoriska på regionnät när det gäller elproducenter. För uttagskunder är det fortsatt inte tillåtet att tillämpa kanaltariff.
10 §
I 10 § föreslås språkliga ändringar. I övrigt se övergångsbestämmelser nedan.
10 a §
Genom förslaget i 10 a § införs en begränsning av storleken på avgiften för överföring av el till högst 3 öre per kWh för anläggningar för produktion av förnybar el (såsom definierade i lag 2003:113 om elcertifikat) tagna i drift efter den 1 januari 2007. Utöver denna avgift ska dessa producenter betala den årliga kostnaden för mätning, beräkning och rapportering. Avgiftsbegränsningen gäller endast för den del av den producerade elen som berättigar till elcertifikat. Förslaget i denna paragraf är sammankopplat med utredningens förslag med i 10 § (se övergångsbestämmelser). Endast om förslaget avseende 10 § genomförs ska även förslaget i 10 a § genomföras. Om däremot riksdagen beslutar att genomföra förändringar i lag (2003:113) om elcertifikat som innebär att kvotplikten ökar och därmed även ersättningen för förnybar el ökar så mycket att det kompenserar för nättariffhöjningen, så kan förslaget i 10 § genomföras utan att åtföljas av åtgärden i 10 a §. Observera att de anläggningar
207
Författningskommentarer SOU 2008:13
som berörs av 10 § kan leverera en effekt om högst 1500 kilowatt medan bestämmelserna i 10 a § gäller även för större anläggningar.
10 b §
Detta förslag är en följd av förslaget i 10 a §. Paragrafen är avsedd att reglera den avgift för överföring av el som elnätsföretaget ska betala gentemot ovanliggande nät för el som har matats in på nätet från en anläggning som åsyftas i 10 a §. Eftersom elnätsföretaget genom 10 a § inte får ta ut avgifter som är större än 3 öre per kWh för vissa elproducenter så kan de hamna i den situationen att de inte får full täckning för kostnader som den inmatade elen orsakar gentemot ovanliggande nät. Därför måste även denna avgift begränsas till högst 3 öre per kWh, dock endast för den del som berättigar till elcertifikat. Begränsningen gäller endast för de elnätsföretag vars ledningar uteslutande används för inmatning av el.
Ikraftträdande och övergångsbestämmelser
Utredningen har valt att föreslå den 1 juli 2009 som det datum då lagen träder ikraft. Tidpunkten är satt utifrån det som bedöms vara praktiskt genomförbart. Vissa delar av författningsförslaget skulle om så önskas kunna behandlas mer skyndsamt, detta gäller exempelvis de förslag till bestämmelser som avser undantag från timvis mätning för små elproducenter. När det gäller de förslag som berör nätkoncessionsfrågor bör dessa samordnas med Energinätsutredningens (M2006:03) översyn av bestämmelserna för nätkoncession.
Bestämmelserna i 4 kap. 10 § gäller, genom övergångsbestämmelserna, endast för anläggningar som togs i drift före den 1 januari 2007 och upphör att gälla den 1 januari 2015. Detta förslag medför att det undantag som i dag gäller för anläggningar för produktion av förnybar el som kan leverera en effekt om högst 1500 kilowatt, upphör den 1 januari 2015. Dessa anläggningsinnehavare betalar idag endast den del av avgiften enligt nättariffen som motsvarar den årliga kostnaden för mätning, beräkning och rapportering på nätkoncessionshavarens nät. Innehavaren betalar dessutom engångsavgift för anslutning. Anläggningar uppförda efter den 1 januari 2007 får inte del av detta undantag. Dessa åtnjuter istället den begränsning av avgiften för överföring av el som anges i 4 kap. 10 a §. Denna
208
SOU 2008:13 Författningskommentarer
avgiftsbegränsning gäller dock även anläggningar för produktion av förnybar el, större än 1500 kilowatt.
6.2 Förslag till lag om ändring i lag (2003:113) om elcertifikat
2 kap. Förutsättningar för att tilldelas elcertifikat
Mätning och rapportering
4 §
Genom detta förslag möjliggörs för små anläggningar, med en säkring på högst 63 ampere att, trots att de är undantagna från mätning över tiden (se utredningens förslag under 3 kap. 10 § ellag 1997:857) bli berättigade till att tilldelas elcertifikat. Elproducenten får även svara för den mätning, beräkning och rapportering som krävs för att erhålla elcertifikat. Detta gäller även för anläggningar med en säkring större än 63 ampere.
6.3 Förslag till lag om elnätsinvesteringsfond
Lagens ändamål
1 §
I denna paragraf anges ändamålet med lagen.
Definitioner
2 §
Här definieras vissa begrepp som är centrala i lagen.
209
Författningskommentarer SOU 2008:13
Skyldighet att betala fondavgift
3 §
I denna paragraf anges storleken på den avgift som nätföretagen ska betala för finansiering av fonden. Utredningen har angett denna till 0,05 öre per kWh. Beloppet bör justeras om behovet av medel kan anses förändrat under tiden fram till Riksdagens behandling.
4 §
Nätföretagen kommer att debitera uttagskunderna för den kostnad som fondavgiften utgör. Denna kommer därmed att momsbeläggas. I paragrafen anges att det är uttaget för föregående år som ska ligga till grund för avgiftsfördelningen.
Förvaltning av avgiftsmedlen
5 §
Med myndighet avses den värdmyndighet som regeringen ska utse för förvaltningen av fondens kapital. Paragrafen innehåller även ett bemyndigande till regeringen att utforma de föreskrifter där det anges hur fondens medel ska förvaltas.
Avgiftsmedlens användning
6 §
Den avgift som ska finansiera fonden ska även täcka kostnaden för fondens administration. Paragrafen innehåller även ett bemyndigande till regeringen, eller den myndighet regeringen utser att föreskriva hur fondens medel får användas.
210
SOU 2008:13 Författningskommentarer
Fondens organisation
7 §
Paragrafen innehåller ett bemyndigande till regeringen att utse den myndighet som ska vara värd för fonden.
8 §
Paragrafen innehåller ett bemyndiganden till regeringen att utse de ledamöter som ska ingå i det särskilda beslutsorganet.
Elproducent som är berättigad att ansöka om fondmedel
9 §
I paragrafen anges vem som kan komma att åtnjuta medel från fonden. Definitionen följer lag (2003:113) om elcertifikat. Den elproducent som uppfyller förutsättningarna att tilldelas elcertifikat enligt den lagen ska även vara berättigad att ansöka om medel enligt denna lag.
Vad som kan ersättas
10 §
Det är endast nätavgift för anslutning av anläggning till en ledning eller ett ledningsnät som kan bli aktuell för ersättning från fonden. Fonden kan inte delfinansiera elnät inom produktionsanläggningen, utan endast de delar i nätet som blir tillgängliga för övriga nätanvändare vilket t.ex. innebär att de ledningar som är koncessionsfria inte kan bli föremål för finansiering från fonden.
Tilldelning av fondmedel
11 §
Fondavgiften är satt som en fast avgift som genomsnittligen över åren beräknas täcka behovet av stöd enligt de prognoser som finns att tillgå. Detta kan ge årsvariationer som innebär att ett projekt
211
Författningskommentarer SOU 2008:13
som rangordnas som mindre samhällsekonomiskt ett år mycket väl kan vara motiverat ett annat år. I paragrafen anges att tilldelningen sker i mån av medel vilket innebär att en ansökan som får avslag ett år kan återkomma med en förnyad ansökan ett år då färre ansökningar föreligger. Det betyder också att det inte är möjligt att få ett avslagsbeslut prövat. Avsikten är att Energimarknadsinspektionen ska ingå i, alternativt höras av, fonden innan beslut fattas. Det betyder att om fonden har beviljat ansökan så har samtidigt inspektionen accepterat anslutningsavgiften. Eftersom fonden sedan beviljar medel är det knappast troligt att någon kommer begära prövning av denna anslutningsavgift. I det fall s.k. förtida delning tillämpas, enligt liggande förslag från Energimarknadsutredningen (SOU 2007:99), innebär det att kostnaden för nätbolagets nätförstärkning, förutom kostnaden för själva anslutningsledningen, har godkänts av Energimarknadsinspektionen. Kostnaden kan då till viss del täckas av framtida nya produktionsanläggningar. För dessa kan därmed endast kostnaden för själva anslutningsledningen, inte de tidigare gjorda förstärkningskostnaderna, möjligen ifrågasättas av Energimarknadsinspektionen.
12 och 13 §§
I paragraferna anges hur prioriteringen mellan ansökningarna ska ske. 13 § innehåller ett bemyndigande för regeringen eller den myndighet som regeringen utser att utforma närmare föreskrifter innehållande kriterier för tilldelning.
14 §
Denna paragraf innehåller en möjlighet för regeringen att besluta om en s.k. självfinansiering. Detta belopp ska sättas så att fondens administration blir praktisk och hanterbar. Tanken är att fonden endast ska få in ansökningar från anläggningar som ligger över medelnivån för vad det kostar att ansluta en anläggning för produktion av förnybar el till elnätet. Avsikten är ändock att alla de anläggningar som fonden är avsedd för ska kunna komma ifråga.
212
SOU 2008:13 Författningskommentarer
15 §
Paragrafen innehåller en plikt för berörda nätföretag att förse fonden med sådan information som krävs för att kunna behandla ansökningar om medel från fonden.
16 §
Paragrafen innehåller bestämmelser om vad som sker med fonden när den inte längre behövs.
6.4 Förslag till förordning om ändring i elförordning (1994:1250)
11 §
Utredningens förslag innebär att det i elförordningen införs en bestämmelse för vilken metod som ska användas när det avser hur förändring i energiförluster på regionnätet ska beräknas. Syftet är att det ska bli en mer likartad behandling på stam- respektive regionnäten vad gäller denna del av nättariffen.
6.5 Förslag till förordning om ändring i förordning (2007:215) om undantag från kravet på nätkoncession enligt ellagen (1997:857)
19 b §
Förordningen innehåller sedan tidigare ett antal möjligheter till undantag från koncession. Bl.a. när det gäller industrianläggningar, koloniområden, bostadsområden m.m. Utredningens förslag innebär att förordningen tillfogas ytterligare ett område som kan beviljas undantag från koncession nämligen anläggningar för elproduktion. På ett sådant nät får i huvudsak endast inmatning av el ske. Uttag får endast göras för uttag som behövs för anläggningens drift.
213
Författningskommentarer SOU 2008:13
30 §
På ett nät som har beviljats undantag från koncession kan överföring av el ske för annans räkning. Denna bestämmelse har tillkommit bl.a. eftersom det i efterhand kan anslutas elproduktionsanläggningar där det är rationellt att dessa matar in på samma interna nät.
214
Särskilda yttranden
Särskilt yttrande
av experterna Leif Boström, Roger Husblad, Elisabet Norgren och Anders Richert
Vi motsätter oss utredningens förslag att Energinätsutredningen ges i uppdrag att analysera lämpligheten i att genomföra en förändring i ellagen som ger möjlighet att bevilja nätkoncession för enskild linje.
Införande av nätkoncession för enskild linje i enlighet med utredningens förslag skulle innebära en avvikelse från två av den omreglerade elmarknadens grundprinciper; tredjepartstillträdet till nätet och kravet på legal åtskillnad mellan nät och produktion. Därtill innebär ett införande av enskilda linjer en risk för att nätutbyggnaden suboptimeras, eftersom ingen utomstående kan dra nytta av denna infrastruktur.
Utredningen lägger fram flera förslag till ändringar i befintligt regelverk som, med bibehållet tredjepartstillträde och krav på legal åtskillnad, öppnar upp för ägande av anslutningsledningar och minskad administration, nämligen föreslagna lydelser av 2 kap.10 a och 12 a §§ellagen samt 17 a § förordningen om redovisning av nätverksamhet.
Utredningen presenterar själv färdiga förslag som, med respekt för nämnda grundprinciper, på ett fullgott sätt möter problematiken. Det finns alltså inte anledning att låta en annan statlig offentlig utredning utreda alternativ som för övrigt strider mot grundprinciperna om tredjepartstillträde till nätet och kravet på legal åtskillnad mellan nät och produktion.
215
Särskilda yttranden SOU 2008:13
Särskilt yttrande
av experterna Roger Husblad och Maria Malmkvist
Vi anser inte att Energimarknadsinspektionen bör föreslås bli värdmyndighet för elnätsinvesteringsfonden. Vårt ställningstagande grundas på det faktum att Energimarknadsinspektionen ska vara en oberoende reglermyndighet i enlighet med EG:s elmarknadsdirektiv 2003/54/EG respektive naturgasmarknadsdirektiv 2003/55/EG. En sådan oberoende reglermyndighet kan inte dels administrera elnätsinvesteringsfonden, dels ha ansvaret för prövning av tvister om anslutningsavgifter och utformningen av regler för bedömningen i denna prövning.
Regeringen har genom inrättandet av Energimarknadsinspektionen som en egen myndighet den 1 januari 2008 visat på en tydlig intention att särskilja främjande verksamhet och tillsynsverksamhet. Under hösten 2007 har därtill EU-kommissionen inlett arbetet med att ta fram det s.k. tredje energimarknadspaketet, vilket om det genomförs innebär en väsentlig skärpning av kravet på reglermyndigheternas oberoende.
Mot denna bakgrund anser vi att Energimarknadsinspektionen inte är en lämplig värdmyndighet för elnätsinvesteringsfonden.
216
SOU 2008:13 Särskilda yttranden
Särskilt yttrande
från Jan-Åke Jacobson och Christer Söderberg, SERO
Sveriges Energiföreningars Riksorganisation, SERO, är en rikstäckande energi- och miljöorganisation, med syfte att stimulera användningen av förnybara energikällor och är även en intresseorganisation för förnybar elproduktion företrädesvis i småskalig form. SERO har varit representerad i den expertgrupp som varit knuten till Nätanslutningsutredningen. Vi får härmed avge särskilt yttrande över utredningens betänkande.
Sammanfattning
Uppdraget
Utredningens portalpunkt är enligt kommittédirektivet Dir. 2007:10 att ”Utvärdera om det nuvarande regelverket för förnybar elproduktion skapar hinder för en storskalig utveckling och utbyggnad av den förnybara elproduktionen. Bedöms förändringar av regelverket krävas skall utredaren lämna sådana förslag”.
SERO har tolkat direktivets rubrik och sammanfattade uppdrags första punkt som att Nätanslutningsutredningen avgränsas till att behandla förutsättningar för anslutning och inmatning till elnät och anser att utredaren ägnat för mycket resurser kring elcertifikatmarknaden och elmarknaden. Därav bygger utredaren förslaget till vad utredaren anser förnybar elproduktion kan tåla att betala i stället för att gå till grunden med nätföretagens roll och uppdrag efter elreformen 1996.
Utredaren har i sitt förslag flyttat gränsen för reducerad nätavgift från 1500 kW till 63 A, ca 44 kW. Med det uppnår inte utredaren de enhetliga principer för elproduktionsanläggningar som uppdragets andra punkt föreskriver.
Sammantaget är det SERO:s bedömning att utredaren inte till alla delar har nått målet med att skapa förutsättningar för en storskalig utveckling av förnybar elproduktion från stora anläggningar jämte ett stort antal små anläggningar.
217
Särskilda yttranden SOU 2008:13
Bakgrund
Före 1996 betalade elanvändare ett paketpris för elenergi och dess uttag från elnät. Det fanns ingen möjlighet för elanvändare att se hur stor del som var energipris från generator respektive avgift för energins överföring i elnät. På samma sätt fick elproducenter ersättning för inmatad elenergi. Elproducenter kunde inte avgöra vad elföretag betalade för energi respektive nätnytta. Se bilaga ”Före 1996”.
1996 genomfördes elreformen som innebar att elföretagens monopol luckrades upp med att handeln med elenergi släpptes fri till marknadskrafterna, medan det s.k. naturliga monopolet för nätverksamhet lever vidare. Elföretag bildade koncerner eftersom den nya ellagen inte tillåter att elhandel jämte elproduktion och nätverksamhet längre får verka inom samma juridiska enhet. Det ledde till att koncerners olika företag uppmärksammade sina respektive intäkter och kostnader på ett annat sätt än före 1996 och elreformen ledde till radikalt sämre betalning till små elproducenter. Nätföretags krav på inmatningsavgifter och elhandlares sänkta erbjudanden förvärrade situationen för små elproducenter. Se bilaga ”Från 1996”.
Från 1996 har ett stort antal prövningsärenden initierats av elproducenter. Många ärenden är sedan mer 10 år fortfarande inte avgjorda. Oavsett Energimyndighetens beslut har dessa i hög grad överklagats av endera parten genom rättssystemet. Olika uppvaktningar från bl.a. SERO hos vår lagstiftande församling har lett till att diverse stödsystem ersatt varandra som 1500 kW gränsen för vissa nätavgifter mm.
Förslag
SERO anser att utredarens förslag leder till nya diffusa gränser mellan elbranschens olika aktörer. Därför föreslår SERO att förnybar elproduktion ska:
• erlägga engångsavgifter för inmatning till elnät enligt samma tariffer i kr/kW eller kr/A som en begäran av uttag från elnät med motsvarande kapacitet från en elanvändare medför
• leverera sin elenergi till elhandlare fritt vid anslutningspunkten till elnät
• ha betalt för överföring av elenergi som krävs till anslutet elnät för att täcka elnätets ledningsförluster
218
SOU 2008:13 Särskilda yttranden
• betala för mätning, beräkning och rapportering av inmatad energi
• betala enligt tariffer för elanvändare för eventuell uttagen energi som behövs elproduktionsanläggningens egen drift
Skäl till särskilt yttrande
Nätföretagen ska ha betalt för sin prestation Enligt ellagen har nätföretagen att överföra energi för annans räkning. SERO anser det viktigt att klargöra inom vilka gränssnitt den prestationen genomförs och för vem den genomförs.
Enligt EU och nationella direktiv ska en distribuerad elproduktion, dvs. mindre och medelstora kraftverk på många platser i elnät, genererad från förnybara energikällor möta en ökad efterfrågan på el. Det är en efterfrågan som väntas bli mycket betydande med anledning av det pågående energiomställningsarbetet. Detta leder till att nätföretagen, som hittills i princip arbetat med rutiner för att överföra energi i en hierarkisk riktning, måste ställa om för att kunna hantera större energiflöden som från en tid till annan flödar i olika riktningar genom elnätens gränspunkter. Därför måste det utvecklas system och rutiner som ger nätföretagen ersättning i den punkt eller de punkter på elnätet där nätföretagens prestation med att överföra energi levereras. Den punkten eller de punkterna kan vara där nätföretagets slutkunder i form av elanvändare är anslutna till elnätet, angränsande elnät eller i en överliggande nät-, region eller stamnätsstation. Detta kommer naturligtvis att påverka inblandade parters energiflöden och betalflöden på ett nytt föränderligt sätt, men sådana förändringar sker ständigt i delar av företagsvärlden som är utsatt för konkurrens. Ett konkurrensutsatt tänkande i koncessionstrygg värld kan vara stimulerande.
Engångsavgifter
SERO anser att det finns i princip ingen skillnad när det gäller att öppna upp ett elnät för ny given kapacitet oavsett flödesriktning. För en given effekt krävs det tekniskt samma ledningsdimensionering oavsett vilken riktning energin flödar. Låt oss ta ett exempel: En ny bergtäkt behöver 2 MW till kompressorer, stenkrossar och övrig drift. I normal anslutningsavgift betalas 225 kkr/MW vilket ger nätverksamheten 450 kkr oavsett kostnaden för anslut-
219
Särskilda yttranden SOU 2008:13
ningen. Överstiger kostnaden 1,5 gånger normal anslutningsavgift, vilket i exemplet blir 675 kkr, tar nätföretagen ut överstigande kostnader i förhöjd anslutningsavgift.
När bergtäkten är tömd investerar, kan vi som exempel anta, bergtäktens ägare på platsen ett vindkraftverk på 2 MW. Det krävs ingen ny ledning eftersom effekten är den samma men energiflödet vänder. Hade ledningen från början varit avsedd enbart för vindkraftverkets inmatning hade elproducenten fått betala hela kostnaden, även om den stannat vid 1,5 gånger normal anslutningsavgift.
Överföringsavgifter
Vi fortsätter med exemplet om bergtäkten. Bergtäktens tariff består av årlig fast avgift för att täcka bl.a. nätföretagets kostnader för mätning, beräkning och rapportering jämte, en abonnemangsavgift i kr/kW, en effektavgift för uttag under nätets höglasttid i kr/kW och rörliga överföringsavgifter i öre/kWh. De tre senaste avgifterna ska täcka nätföretagets kostnader för uttag av effekt och energi från angränsande nät och kostnader för överföring i eget nät. Sammantaget ska tariffen även ge ett rörelseresultat.
Antag att fullasttiden i bergtäktens eluttag är 1500 h/år och att nätföretagets pris på rörliga överföringsavgifter från angränsande i snitt är 1,6 öre/kWh. Det ger nätföretaget en kostnad på 2000 kW * 1500 h * 0,016 kr/kWh vilket ger 48000 kr/år. Ett vindkraftverk kan antas ha en fullasttid på 2300 h. Vindkraftverket minskar uttaget och därmed kostnaderna från angränsande nät. Med antagna värden blir det 2000 kW * 2300 h * 0,016 kr/kWh vilket ger 73600 kr/år i lägre kostnader för nätföretaget. Det är inte givet att nätföretagets övriga avgifter till angränsande nät minskar. Däremot ökar de inte. Därför begränsar vi jämförelsen till de rörliga överföringsavgifterna.
Med fri inmatning från vindkraftverket kan alltså nätföretaget överföra energi till sina övriga elanvändare i nätet med mindre kostnader och rörelseresultatet blir bättre.
Elbranschens aktörer
Sedan 1996 kan aktörerna grupperas i elproducenter, elhandlare, nätverksamhet och elanvändare. Gränssnitten dem emellan framgår av illustrationen i bilaga ”Från 1996”. Elproducenter säljer med leve-
220
SOU 2008:13 Särskilda yttranden
ransvillkoret FCA (Fritt fraktföraren) all energi till elhandlare enligt innehåll i konton som nätverksamhet lämnat i rapporter, från mätning i gränssnitt mellan elproducent och nätverksamhet, till kontoförande myndighet. Efter det gränssnittet har elhandlare ansvar för energin. Elproducenten kan inte påverka till vem eller hur energin överförs. Det är nätverksamhets roll att i enlighet med det naturliga monopolet göra detta. När elhandlare i sin tur säljer energi till elanvändare sker det från kontouppgifter på motsvarande rapporter från gränssnittet mellan nätverksamhet och elanvändare.
Det uppstår på grund av ledningsförluster i elnätet en skillnad i antal kWh i inmatningspunkter och uttagspunkter. Den skillnaden säljer elhandlare till nätverksamhet.
Elhandlare säljer sin energi med leveransvillkoret EXW (Fritt fabrik) och elanvändare har att betala överföringsavgifter. Se bilaga Leveransvillkor.
För den vanlige elanvändaren är gränsen i snittet mellan nätverksamhet och elanvändare. Prestationen nätverksamhet gör, är att överföra energi från gränssnittet elproducent till gränssnittet elanvändare. Nätverksamhet är elanvändare av den energi som åtgår för att täcka sitt elnäts ledningsförluster. Den energin säljs av elhandlare.
Nätverksamhet har som elanvändare att betala överföringsavgifter. Gränsen för den överföringen är i snittet mellan elproducent, inmatningspunkt, och nätverksamhet.
Skulle ett givet elnät inte ha tillräckligt med elanvändare som tar ut den el som nätets elproducenter matar in, kommer resterande el att flöda över till angränsande nät. I aktuell gränspunkt ska levererande nät ha betalt för sin prestation att ha överfört el från sina elproducenter till det angränsande nätet.
SERO anser att det är på denna grund utredaren ska dra sina slutsatser. Alla relationer mellan branschens aktörer är mätbara. Det behövs inga komplicerade beräkningsmodeller för att avgöra förlusternas storlek och eventuell nätnytta eller inte. Varje aktör ersätts för sin verkliga prestation. SERO:s förslag följer leveransvillkor i en logik som är vedertagen för försäljning och leverans av mer påtagliga produkter än el. SERO anser att förslaget även ökar förståelsen för elmarknaden som sådan genom att gränssnitten mellan marknadens aktörer blir tydlig. Elanvändare får lättare att välja den typ elproduktion de vill köpa från.
221
Särskilda yttranden SOU 2008:13
Särskilt om 1500 kW gränsen
SERO anser att 1500 kW gränsen ska slopas och ersättas med att elanläggningar som har varit, är och kommer att bli berättigade till elcertifikat ska leverera sin energi med villkoret FCA (Fritt fraktföraren) till elhandlare. Elproducenter har genomfört sin prestation i och med att de ställt sin energi till förfogande och sålt den till elhandlare i gränspunkten mot nätverksamhet.
Elhandlare säljer sedan energin vidare till elanvändare som kan visa att de har avtal med nätföretag om överföring av el. Detta är logiskt med de olika roller och gränssnitten mellan dem som elmarknadens aktörer, i form av elproducenter, elhandlare, innehavare av nätkoncession och elanvändare, har. Med denna princip behövs ingen ny 63 A tariffgräns för små elproduktionsanläggningar. Utredaren ska enligt uppdragets fjärde punkt endast lämna förslag på förenklad mätning. SERO delar förslaget till förenklad mätning.
Utredarens förslag till inmatningstariffer strider mot direktiv 2001/77/EG, främjande av elproduktion från förnybara energikällor på den inre marknaden för el. De medlemsländer i EU som har framgång med att utveckla förnybar elproduktion har inga inmatningsavgifter.
Särskilt om kanaltariff
SERO anser att begreppet kanaltariff inte är tillämpligt efter elreformen 1996. Kanaltariffer användes före 1996 för att öppna en kanal i samtliga ledningar mellan ett utpekat kraftverk och punkten i nätet dit elenergin skulle levereras. Idag rapporteras alla mätvärden i inmatnings-, gräns- och uttagspunkter till en kontoförande myndighet. För överföring av elenergi på elnäten har vi idag punkttariffer och det finns inget fysiskt samband med leverans av energi från ett utpekat kraftverk och en elanvändares uttagspunkt. De sambanden knyts istället via avtal mellan kraftverk – elhandlare – elanvändare till exempel i form av ursprungsgarantier. Att beräkna elproduktionsanläggnings påverkan på nätförluster är en svår uppgift i ett elnät med ständigt varierande flöden och laster. Förlusterna i ett elnät med erforderlig mätutrustning i varje inmatnings-, gräns- och uttagspunkt kan däremot registreras och med lätthet beräknas.
222
SOU 2008:13 Särskilda yttranden
Särskilt om anslutningstariffer
SERO delar utredarens förslag om en nätfond med undantaget och den mycket bestämda uppfattningen att den så kallade egenfinansieringen på 1,3 Mkr/MW är satt alldeles för hög. Gotland har använts som exempel för vad elproducenter med omvandlig av förnybar energi betalar i anslutningsavgift. På Gotland har GVP (Gotlands VindProducenter) överenskommit med det lokala nätföretaget att betala 1200 kr/kW för att förstärka Gotlands elnät, för att som det uttrycks från GVP, ”det överhuvudtaget skulle hända något med vindkraft”. Till det får elproducenten på Gotland betala ytterligare ca 400 kr/kW i normal anslutningsavgift.
Studium av ett antal nätföretags hemsidor visar på normala anslutningsavgifter från 200–600 kr/kW. Samhället efterfrågar mer energi från förnybara källor. Utbyggnad och förstärkning av elnät för att möta tidigare elproduktionsanläggningar har finansierats kollektivt. SERO anser att all finansiering av anslutningsledningar och förstärkningar av befintligt elnät, utöver vad elproducenten ska erlägga i normal anslutningsavgift ca 400 kr/kW, ska hämtas från nätfonden. Nätfondens styrelse avgör dock om fonden ur samhällsekonomisk synpunkt ska avvisa eller godkänna en ansökan om medel ur fonden.
Erfarenheter från Spanien, Portugal och Tyskland visar på en snabb utbyggnad av elproduktionsanläggningar som omvandlar förnybar energi när villkoren för anslutning och nätförstärkning finansieras kollektivt av elanvändarna.
Med SERO:s förslag kommer den ur samhällsekonomisk synpunkt tekniskt – ekonomiskt optimala anslutningspunkten att väljas genom nätfondens styrelses omsorg och beslut.
Särskilt om 63 A gränsen
SERO delar utredarens förslag om enklare mätsystem och månadsvis avläsning, beräkning och rapportering av mätvärden till kontoförande myndighet. För att få enhetliga förutsättningar i övrigt anser SERO att även dessa elproduktionsanläggningar ska ha leveransvillkoret FCA.
223
Särskilda yttranden SOU 2008:13
Särskilt om nätkoncession för enskild linje
SERO delar utredarens förslag med undantaget för förslaget till tariffer. SERO anser att detta slag av nätverksamhet ska ges samma förutsättning till ersättning för prestation som andra slag av nätverksamhet. Det innebär att betalning sker på grundval av mätvärden i det gränssnitt där överföringen från elproducenter av förnybar energi till angränsande nät levereras. Förutsättningarna för angränsande nät försämras inte. De får mindre uttag och kostnader från överliggande nät.
Särskilt om ekonomi
SERO finner det märkligt att nätföretagen kan ta upp nya anslutningsledningar och nätförstärkningar i sitt avskrivningsunderlag som till fullo betalas av nya anslutande anläggningar med förnybar elproduktion. Detta leder till att dessa ledningar avskrivs två gånger eftersom investerarna i förnybar elproduktion också tar upp anslutningsavgifter som avskrivningsunderlag.
Nätföretag hävdar att elproduktionsanläggningar förorsakar kostnader som uttagskunder får bära. Några sådana kostnader har aldrig specificerats och presenterats för SERO. En ny elproducent får stå för kostnaden för sin anslutning till befintligt nät och eventuell förstärkning av detta. Enligt förra stycket ställs en ny nätdel fritt till nätföretags förfogande. Med den nya inmatningen till aktuellt nät minskar behovet av uttag från angränsande nät och därmed minskar aktuellt näts kostnader. Nätföretags påståenden i detta avseende är mycket svåra att förstå.
Särskilt om kraftverks effektnytta
I exemplet med bergtäkten som ersätts av ett vindkraftverk ovan sägs att: ”Det är inte givet att nätföretagets övriga avgifter till angränsande nät minskar”. Dock kan vissa kraftverk leverera effekt när ett elnät har sin effektgrundande timme enligt uttagstariffen från angränsande nät. Med dagens mätteknik är det lätt att spåra de kraftverk som stöttar nätet aktuella timmar. SERO anser att dessa kraftverk ska ersättas av nätföretag för dess minskade kostnader för uttag av effekt från överliggande eller angränsande nät.
224
SOU 2008:13 Särskilda yttranden
Minskade kostnader för ledningsförluster i elnät där elproduktionsanläggningar är anslutna är svåra att beräkna och utredaren har ej heller lämnat något förslag i detta avseende.
Slutsats
SERO:s förslag medför att inga övergångsregler krävs. Det skapas tydliga gränssnitt mellan elmarknadens olika aktörer. Varje aktör betalar – ersätts för den prestation aktören köper – genomför. Små respektive större elproducenter av förnybar energi betalar samma icke diskriminerande pris i kr/A eller kr/kW för att vid anslutningstillfället öppna upp erforderlig kapacitet i elnät. Leverans av ”varan” elenergi till respektive från elhandlare följer standardiserade leveransvillkor. Elanvändare ersätter nätföretag för prestationen överföring av el från ”fabrik” till ”leveransadress”.
225
Särskilda yttranden SOU 2008:13
Bilaga Före 1996
Bilaga Från 1996
226
SOU 2008:13 Särskilda yttranden
Bilaga Leveransvillkor
Incoterms 2000
Syftet med en leveransklausul - ”trade term” - är att med ett kortfattat begrepp ange vad som åligger säljaren respektive köparen i samband med transport och leverans av den sålda varan.
En leveransklausul fastställer bland annat:
• Leveranstidpunkten – när godset ska avlämnas
• Leveransplatsen – var godset ska avlämnas
• Kostnadsfördelningen – vem som bekostar transporten med mera
• Riskfördelningen – när och var risken för skador på godset eller förlust av godset går över från säljaren till köparen
Incoterms (International Commercial Terms) är regler utarbetade av Internationella Handelskammaren, ICC, för tolkning av de vanligaste leveransklausulerna. Den nu gällande versionen av Incoterms trädde i kraft den 1 januari 2000.
Den svenska köplagen från 1991 innehåller inte några egentliga definitioner av leveransklausuler. I lagen förekommer emellertid en förklaring av leveransvillkoren ”fritt”, ”levererad” och ”fritt levererad”. Köplagens förklaring av dessa begrepp är emellertid inte på långa vägar så uttömmande som motsvarande i Incoterms.
I Internationella köplagen, som är tillämplig svensk lag för affärer med motpart utanför Norden, saknas helt definitioner av leveransklausuler.
Köplagstiftningen undanröjer således inte behovet av att hänvisa till Incoterms för tolkning av leveransklausuler. I synnerhet vid internationella affärer är en sådan hänvisning av mycket stor vikt. Det finns andra tolkningsregler för leveransklausuler än Incoterms. Exempelvis i USA tillämpas American Foreign Trade Definitions som innehållsmässigt avviker från Incoterms. Det är därför viktigt att alltid ange att det är Incoterms tolkningsregler som avses; ”FCA Hamburg, Incoterms 2000” till exempel.
Incoterms tolkningsregler är 13 till antalet. De är uppdelade i fyra kategorier: grupp E (EXW), grupp F (FCA, FAS och FOB), grupp C (CFR, CIF, CPT och CIP) och grupp D (DAF, DES, DEQ, DDU och DDP). I grupp E är säljarens åtagande som minst och i grupp D som störst. Vissa av leveransklausulerna kan endast användas vid sjötransport (markeras nedan med S). Övriga klausuler passar för alla transportsätt inklusive kombinerade transporter.
Nedan följer en kortfattad och på intet sätt fullständig redogörelse för tolkningsreglerna. Den är koncentrerad till kostnads- och riskfördelningen mellan säljare och köpare. De fullständiga definitionerna av Incoterms finns i boken Incoterms 2000 utgiven av Internationella Handelskammaren. Den kan köpas via Industrilitteratur, www.industrilitteratur.se. Se även ICC:s webbplats www.iccwbo.org.
227
Särskilda yttranden SOU 2008:13
EXW: Ex Works / Från fabrik (… angiven plats) Säljaren avlämnar godset när han ställer det till köparens förfogande på angiven plats vid angiven tidpunkt. Köparen står för risken och kostnaderna från och med lastningen och under hela transporten.
FCA: Free Carrier / Fritt fraktföraren (… angiven plats) Säljaren avlämnar godset till en fraktförare utsedd av köparen på angiven plats och vid angiven tidpunkt. Köparen står för risken och kostnaderna härefter.
FAS: Free Alongside Ship / Fritt vid fartygets sida (… angiven lastningshamn) S Säljaren avlämnar godset när det placeras intill fartygets sida i inlastningshamnen. Köparen står för risken och kostnaderna härefter.
FOB: Free on Board / Fritt ombord (… angiven lastningshamn) S Säljaren avlämnar godset när det effektivt passerar fartygets reling i inlastningshamnen. Köparen står för risken och kostnaderna härefter.
CFR: Cost and Freight / Kostnad och frakt (… angiven destinationshamn) S Säljaren avlämnar godset när det effektivt passerar fartygets reling i inlastningshamnen. Köparen står risken härefter men säljaren ska betala transportkostnaderna till angiven destinationshamn.
CIF: Cost, Insurance and Freight / Kostnad, försäkring och frakt (… angiven destinationshamn) S Säljaren avlämnar godset när det effektivt passerar fartygets reling i inlastningshamnen. Köparen står risken härefter men säljaren ska betala transportkostnaderna till angiven destinationshamn. Säljaren ska även teckna försäkring för köparens räkning till destinationshamnen.
CPT: Carriage paid to /Fraktfritt (… angiven destinationsort) Säljaren avlämnar godset till den förste av honom utsedda fraktföraren vid avtalad tidpunkt. Köparen står risken härefter men säljaren ska betala transportkostnaderna till angiven destinationsort.
CIP: Carriage and Insurance paid to / Fraktfritt inklusive försäkring (… angiven destinationsort) Säljaren avlämnar godset till den förste av honom utsedda fraktföraren vid avtalad tidpunkt. Köparen står risken härefter men säljaren ska betala transportkostnaderna till destinationsorten. Säljaren ska även teckna försäkring för köparens räkning till destinationsorten.
228
SOU 2008:13 Särskilda yttranden
DAF: Delivered at Frontier / Levererat gränsen (… angiven plats) Säljaren avlämnar godset när det ställs till köparens förfogande, olossat, på angiven plats vid gränsorten. Köparen står för risken och kostnaderna från och med lossningen.
DES: Delivered ex Ship / Levererat ombord på fartyg (… angiven destinationshamn) S Säljaren avlämnar godset när det ställs till köparens förfogande ombord på fartyget i angiven destinationshamn. Köparen står för risken och kostnaderna från och med lossningen.
DEQ: Delivered ex Quay / Levererat på kaj (… angiven destinationshamn) S Säljaren avlämnar godset när det ställs till köparens förfogande på kaj i angiven destinationshamn. Säljaren står för risken och kostnaderna fram till och med lossningen på kaj. Köparen ska importklarera godset.
DDU: Delivered Duty Unpaid / Levererat oförtullat (… angiven destinationsort) Säljaren avlämnar godset när det ställs till köparens förfogande, olossat, på angiven destinationsort. Säljaren står för risken och kostnaderna under hela transporten. Köparen ska importklarera godset.
DDP: Delivered Duty Paid / Levererat förtullat (… angiven destinationsort) Säljaren avlämnar godset när det ställs till köparens förfogande, olossat, på angiven destinationsort. Säljaren står för risken och kostnaderna under hela transporten. Säljaren ska även importklarera godset.
Försäkring; transportörens ansvar Den av säljaren eller köparen som bär risken för transporten bör se till att teckna transportförsäkring. Större företag tecknar ofta transportförsäkring på årsbasis. Att kräva transportören på ersättning för skadat eller förlorat gods är inte något praktiskt alternativ. Möjligheterna att få ersättning är mycket små. Lagar och internationella konventioner begränsar kraftigt transportörernas ansvar och i princip betalas enbart ersättning i kronor per kilo.
229
Särskilda yttranden SOU 2008:13
Särskilt yttrande
av experterna Leif Boström och Anders Richert
Vi delar utredningens övergripande målsättning att främja utvecklingen av förnybar produktion då detta är ett viktigt steg för att kunna uppnå klimatmålen.
Vi vill dock påpeka att författningsförslaget inte är samstämmigt med allmänmotiveringen. Som exempel kan nämnas i kap 4.1.2:
• att en anslutningsavgift inte är överklagbar efter beslut av fondstyrelsen.
• att återbetalningsskyldigheten om det i efterhand visar sig att det som skulle bli certifierad elproduktion inte uppfyller kraven på att bli tilldelad elcertifikat.
Dessa frågor är ej reglerade i författningsförslaget.
Det förhållandet att experterna inte tillställts författningskommentarer gör det svårt att i detalj tolka betänkandet. Kommentarerna nedan baseras främst på texterna i allmänmotiveringen, förutom kommentarerna under rubriken ”Författningsförslaget”.
Även om vi står bakom inriktningen så finns ett antal delar av betänkandet som vi anser borde ha fått en något annan utformning eller som vi inte anser behövs för att uppnå den övergripande målsättningen. Dessa beskrivs under respektive rubrik nedan.
Elnätsinvesteringsfond
Energinätsutredningen (M2006:03) lade i sitt delbetänkande (SOU 2007:99) fram ett förslag om förtida delning som utredaren ansluter sig till. Motivet för förslaget är att få till en rationell nätutbyggnad samtidigt som den ekonomiska risken för elnätsföretaget och befintliga kunder begränsas.
Fondens roll är att främja utbyggnaden av förnybar elproduktion genom att t.ex. hantera trappstegsproblematiken och därmed uppnå samhällsekonomiskt rationell nätutbyggnad. Detta medför att begreppet förtida delning måste vidgas för fonden. Hela den potentiella produktionsvolymen bör ingå i delningen och därmed dela på kostnaderna. Annars finns det ekonomiska incitament att fördröja projekt som initialt inte varit tillräckligt konkreta för att ingå i delningen.
230
SOU 2008:13 Särskilda yttranden
Sammanfattningsvis anser vi att den potential som fonden beslutar att elnätsföretaget ska dimensionera för också kostnadsmässigt bör fördelas på tillkommande anslutningar. Lämpligen görs detta på motsvarande sätt som vid hantering av elnätsföretagets förtida delning med skillnaden att de tillkommande anslutningarna betalar de kundspecifika kostnaderna till elnätsföretaget och den resterande delen av den så kallade ”egenfinansieringen” till fonden.
En enkel administrativ hantering av fondavgiften är nödvändig. Den föreslagna hanteringen utifrån energiförbrukning är med tanke på storleken på beloppet onödigt administrativt betungande. Den bör hanteras på samma sätt som övriga myndighetsavgifter, dvs. en fast årlig avgift per kundkategori.
Förändringar avseende nätkoncession
Dagens koncessionsregelverk har till uppgift att skapa ett samhällsekonomiskt optimerat och säkert nät med minsta möjliga miljöingrepp, att skydda gjorda investeringar samt att garantera kunderna deras rättigheter. Alla förändringar av detta regelverk har inte noga analyseras utifrån de olika intressenter som finns. Förslaget om undantag från koncessionsplikt vilar därför på en alltför svag grund.
Vi ser positivt på möjligheterna med samordning i tillståndshanteringen allmänt och så även rörande koncessionsansökandet. Det finns dessutom fall där de formella kraven som följer med en koncession är onödigt betungande och knappast tillför något för intressenterna. Vi ser det därför som positivt att utredaren, med bibehållande av tredjepartstillträde och ägaråtskillnad mellan produktion och elnät, föreslår möjligheter till lättnader från vissa skyldigheter.
Vi har dock mycket svårt att se under vilka omständigheter som det s.k. funktionskravet kan frångås. Då undantaget ej är permanent så innebär det att en ledning som är undantagen kan tvingas uppfylla funktionskravet i ett senare skede. Detta kan kräva ombyggnad som tidsmässigt kan bli omfattande och drabba anslutna kunder, såväl ur leveranssäkerhetssynpunkt som ekonomiskt.
Förslaget om enskild linje kommenteras i annat särskilt yttrande tillsammans med experter från Energimarknadsinspektionen och Svenska Kraftnät.
231
Särskilda yttranden SOU 2008:13
Förslag om ändring av undantag för små elproducenter, den s.k. 1500 kW-gränsen
Vi ser positivt på ett borttagande av undantaget då det har en tydligt begränsande verkan på produktionsanläggningarnas installerade effekt. Vi anser dock att övergångstiden är för lång. Förslaget skapar dessutom skillnader i konkurrensvillkoren mellan en ny och en äldre anläggning på högst 1500 kW under lång tid.
Förslag avseende nättariffer (3-öringen)
Vi anser att Sverige bör eftersträva att arbeta med så få styrmedel som möjligt för att främja utvecklingen av förnybar elproduktion. Elcertifikatssystemet är det huvudsakliga styrmedlet för att nå de nivåer av förnybar elproduktion som eftersträvas.
Dagens tariffsystem har till syfte, och ett krav från lagstiftaren, att på ett kostnadsriktigt sätt fördela kostnaderna mellan de olika kundgrupperna.
Utredaren synes något oklart ha motiverat införandet av 3-öringen med att det är önskvärt att Energimarknadsinspektionen utreder skäliga nättariffer för elproducenter och en metodik för tillsyn av dessa samt att det kan ta avsevärd tid.
Vi anser det synnerligen märkligt att en pristaksreglering föreslås för viss produktion med motiveringen att begreppet ”skäliga nättariffer” inte blivit klarlagt i praxis.
Genom att införa ett pristak för en kundgrupp, överförs de kostnader som inte täcks av pristaket på övriga grupper inom det område som produktionsanläggningen är ansluten.
Vidare försvagas kraftigt den styrning som finns mellan nord och syd, som Svenska Kraftnäts tariffer ger. Dessutom tappas delar av den styrning som finns för att anslutningen skall ske på rätt spänningsnivå.
Den koppling som utredaren gör mellan borttagandet av 1500 kW gränsen och införandet av 3-öringen bör kopplas till den kartläggning som utredaren genomfört. Den visar att de som får den största nyttan av begränsningen är de minst effektiva anläggningarna, vilket vi anser gör kopplingen svag.
Förslaget bör därför inte genomföras.
232
SOU 2008:13 Särskilda yttranden
Författningsförslaget
Som vi inledningsvis påpekade saknas samstämmighet på ett antal punkter mellan allmänmotiveringen och författningsförslaget. Då vi inte heller fått tillgång till författningskommentarerna innan inlämning av detta särskilda yttrande ser vi oss nödgade att även ta upp vissa av de motsättningar som finns och som påverkar syftet med förslagen.
Ellagen 2 kap 12a§
Vi förutsätter att denna gäller för ledningar som endast är avsedda för inmatning av förnybar el, vilket leder till att undantaget automatiskt upphör vid anslutning av elanvändare eller ej förnybar produktion (omprövning behövs ej i dessa fall). Varje omprövning under p1 kommer då enbart att avse ny anläggning för produktion av förnybar el.
Ellagen 3 kap 11§
Andra stycket: Vi förutsätter att konsekvenserna av den valfrihet som finns att betraktas som enbart elanvändare beskrivs i författningskommentarerna (ersättningar som elproducenter erhåller tillfaller ej dessa kunder).
Tredje stycket: Mätningskostnader för elproducenter regleras i 3 kap 14§ och kan därför inte hanteras här också.
Ellagen 4 kap 10§
Vi är överraskade att en paragraf som skall upphöra är kvarlämnad i författningsförslaget, eftersom det vid läsning ej framgår att den kommer att upphöra. Vi anser att det tydligt skall framgå att den upphör och övergångsbestämmelsen formuleras enligt följande ”För anläggningar som togs i drift före den 1 januari 2007 gäller bestämmelsen i 4 kap. 10 § fram till den 1 januari 2015.”
233
Särskilda yttranden SOU 2008:13
Ellagen 4 kap 10b§
Vid avsaknad av författningskommentar så är det tyvärr inte möjligt att avgöra om första eller andra styckets krav är det som föreslås (skall hela produktionen på ledningen vara förnybar eller räcker det med en del för att begränsningen i överföringsavgift för förnybar produktion skall gälla?)
Vi anser att förändringen av hur värdet under 1 skall beräknas strider mot ellagen 3 kap. 15§ som anger hur de två delarna skall beräknas, då del 1 enbart skall innehålla minskningen av energiförluster ”i nätkoncessionshavarens ledningsnät”.
Förordning kring undantag från kravet på nätkoncession (2007:215)
I § 19 andra stycket framgår att ”från ett internt nät enligt första stycket får inget uttag göras annat än för anläggningsinnehavarens eget behov för att driva anläggningen”.
Vi anser genom den tydliga formulering som görs i § 19 att 30 § strider mot detta, genom att undantag ändå skulle kunna ges ”även om nätet i sin helhet ursprungligen inte har använts för överföring av el uteslutande för egen räkning”.
234
SOU 2008:13 Särskilda yttranden
Särskilt yttrande
av Åke Larsson och Staffan Niklasson, Svensk Vindkraft
Vi bedömer att utredningen har gjort ett gediget arbete och lämnat många väl genomarbetade förslag som när de genomförts kommer att undanröja hinder och därmed underlätta utbyggnaden av förnybar energi i enlighet med utredningsdirektiven.
Under utredningens gång har dock Svensk Vindkraft vid upprepade tillfällen framfört synpunkter i några specifika frågor som vi inte anser avspeglas i de förslag som nu lämnas. Hade utredningen beaktat Svensk Vindkrafts förslag skulle utbyggnaden underlättas ytterligare med resultatet att målen för utbyggnad förnybar energi kan nås snabbare och effektivare.
Dessa synpunkter rör följande förslag:
4.1 Elnätsinvesteringsfond
Svensk Vindkraft anser att ”självrisken” om 1,3 MSEK/MW är för hög och att den istället bör ligga på max 0,9 MSEK/MW.
Med respekt för de argument kring att antalet ansökningar kan bli för stort vid för låg självrisk så anser vi att det är precis det synsätt som bör råda. Nämligen att sänka självrisken och för det fall antalet ansökningar blir för stort istället höja avgiften senare. Det är återigen den gamla ”potatiskastrullen” som kan tjäna som exempel. När man skall koka potatis vrider man upp till max först och sänker sen, inte tvärtom. Översatt till förnybar energi så är det sålunda bättre att snabbt få igång investeringar i elnät och få bort flaskhalsar för att underlätta utbyggnaden. I det läget är det sålunda bättre att sänka självrisken. En sänkt självrisk får närmast obetydlig påverkan på kostnaden för konsumenterna medan det får stor betydelse för utbyggnaden av förnybar energi. Då investeringar i nät är snarast att betrakta som nödvändig och samhällsnyttig infrastruktur finns det ingen anledning att sätta självrisknivån för högt.
Svensk Vindkraft anser att investeringskostnaden i genomsnitt för landbaserad vindkraft snarare ligger en bra bit under 1 MSEK/MW medan den för den havsbaserade vindkraften kanske ligger på 2 MSEK/MW eller mer. Då merparten av vindkraften de närmaste åren sannolikt byggs på land och då det är angeläget att den inte bromsas p.g.a. kostsamma förstärkningsåtgärder anser vi att självrisken bör sänkas till max 0,9 MSEK/MW.
235
Särskilda yttranden SOU 2008:13
Som förslaget på elnätsinvesteringsfond är utformat skapar den ihop med Energinätsutredningen förslag på förtida delning oklarheter. Risken är uppenbar att nätbolag inte vill göra nätinvesteringar utan hänvisar till elnätinvesteringsfonden som i sin tur menar att nätbolagen skall ta investeringen själva enligt ”Exante-utredningens” förslag på förtida delning och så vidare. Detta förfarande påskyndar inte utbyggnaden av förnybar energi. Svensk Vindkraft efterfrågar tydliga direktiv med avseende på skyldighet att vidta nätförstärkningar.
4.2 Förändringar avseende nätkoncession
Flera av de förändringar som föreslås kommer att underlätta utbyggnaden av förnybar energi dock anser vi att det är av största vikt att Energinätsutredningen fortsätter att utreda frågan om sk. ”enskild linje” samt frågan om tillämpningen av Ellagen kap 3 p 8. Dessa frågor hade med fördel kunnat utredas vidare inom ramen för denna utredning men har av olika skäl inte behandlats utförligt. Dessutom är det av stor vikt att Miljöprocessutredningen tar upp frågan om en tydlig samordning mellan ellagen och miljöbalk/plan-bygglag vad avser koncessionsprocessen.
236
Bilaga 1
Kommittédirektiv
Anslutning av anläggningar för förnybar elproduktion m.m. till elnätet
Dir. 2007:10
Beslut vid regeringssammanträde den 1 februari 2007
Sammanfattning av uppdraget
En särskild utredare skall göra följande:
• Utvärdera om det nuvarande regelverket för förnybar elproduktion skapar hinder för en storskalig utveckling och utbyggnad av den förnybara elproduktionen. Bedöms förändringar av regelverket krävas skall utredaren lämna sådana förslag.
• Lämna förslag till hur nuvarande reducerade nätavgift för mindre elproduktionsanläggningar enligt 4 kap. 10 § ellagen (1997:857) kan ersättas av enhetliga principer för bestämmandet av nätavgifter för produktionsanläggningar samt undersöka behovet av och lämna förslag till eventuella övergångsbestämmelser avseende nätavgifter för befintliga anläggningar färdigställda före den 1 januari 2007.
• Kartlägga förekomsten av små produktionsanläggningar för förnybar el i Sverige och göra en bedömning av sådana anläggningars framtida utveckling.
• Lämna förslag till den lagstiftning och det regelverk i övrigt som krävs för att ett undantag från nuvarande krav på timvis mätning, beräkning och rapportering för inmatning av el från små anläggningar för förnybar elproduktion skall kunna införas.
• Lämna förslag till generella, icke diskriminerande riktlinjer enligt vilka ersättning kan bestämmas vid inmatning av el, från mindre elproduktionsanläggningar.
Utredaren skall redovisa uppdraget senast den 1 januari 2008.
237
Bilaga 1 SOU 2008:13
Bakgrund
Överföring av el (nätverksamhet) är ett naturligt monopol som regleras i ellagen (1997:857) och övervakas av Energimarknadsinspektionen vid statens energimyndighet. Regleringen av nätverksamhet syftar till att verksamheten skall bedrivas effektivt och rationellt samt att nätföretagens monopolställning inte skall missbrukas till nackdel för kunder och övriga aktörer på elmarknaden. Enligt bestämmelser i 2 kap. ellagen krävs tillstånd (nätkoncession) för att bygga och använda elektriska starkströmsledningar. Det finns två typer av koncessioner, nätkoncession för linje (linjekoncession) som avser en ledning med i huvudsak bestämd sträckning respektive nätkoncession för område (områdeskoncession). Det är, enligt huvudregeln, Energimarknadsinspektionen som prövar frågor om nätkoncessioner, som inte avser utlandsförbindelser. Energimarknadsinspektionens beslut kan överklagas till regeringen.
Områdeskoncessionen meddelas för lokalnät och innebär en rätt för innehavaren att bygga och använda ett ledningsnät upp till en viss spänningsnivå inom ett geografiskt avgränsat område. Spänningsgränsen anger den högsta tillåtna spänning som får finnas på ledningsnätet och markerar också omfattningen av monopolet på ledningsbyggande och anslutningar inom området. Linjekoncessionen är avsedd för de högre spänningsnivåerna på stamnätet och regionnätet.
Den som har nätkoncession är skyldig att, om inte särskilda skäl finns, på skäliga villkor ansluta en anläggning till ledningsnätet och överföra el för annans räkning på skäliga villkor. För detta skall innehavaren av produktionsanläggningen betala nättariff, dvs. en engångsavgift i form av en anslutningsavgift samt överföringsavgifter under den tid som anläggningen är ansluten. I vissa fall skall innehavaren av produktionsanläggningen också betala en engångskostnad för elmätare med insamlingsutrustning och för dess installation.
En huvudprincip i ellagen är att nättariffer skall vara skäliga. Med nättariffer avses både avgifter för överföring av el och avgifter för anslutning. Nättarifferna skall vara utformade så att nätkoncessionshavarens samlade intäkter från nätverksamheten är skäliga i förhållande till dels de objektiva förutsättningarna för att bedriva nätverksamheten, dels nätkoncessinshavarens sätt att bedriva nätverksamheten. Vidare skall nättarifferna vara objektiva och icke-
238
Bilaga 1
diskriminerande. Detta gäller avgifter för såväl inmatning som uttag av el.
Huvudprincipen när det gäller anslutningsavgifter är att de skall vara kostnadsriktiga. Vidare skall avgifterna särskilt beakta anslutningspunktens geografiska läge och den avtalade effekten i anslutningspunkten. Av förarbetena framgår att den som önskar ansluta sig också skall stå för de direkta merkostnader som anslutningen orsakar för berörda nätägare, dvs. betala den s.k. kundspecifika kostnaden för anslutningen. Principen har blivit rättsligt prövad vid ett flertal tillfällen. Kammarrätten i Stockholm har uttalat ett stöd för denna tolkning och vidare ansett att i det fall anslutningen medför kostnader, t.ex. för förstärkning, ombyggnad eller utbyggnad, och dessa kommer fler än anläggningsägaren till godo, skall de inte bedömas som kundspecifika och därför bekostas av nätägaren (mål nr 4389-2001). Kostnaden får i detta fall finansieras på annat sätt, t.ex. genom överföringsavgifterna och på så sätt slås ut på övriga kunder inom området. Kammarrätten i Stockholm har vidare anfört att även om kostnader inte är kundspecifika så skall de bäras av producenten om de aktuella åtgärderna inte innebär någon direkt nytta för nätföretaget eller för de befintliga kunder som är anslutna till nätföretagets elnät. Nuvarande regelverk innebär således att anläggningsinnehavaren får räkna med att själv få stå för de kundspecifika kostnaderna för att ansluta sin anläggning till elnätet. Den kundspecifika delen kan ofta bli mycket betydande när t.ex. den anslutande anläggningen ligger utanför sammanhållen bebyggelse och långt från befintligt elnät.
När det gäller kostnaden för elmätare med tillhörande insamlingsutrustning och dess installation är utgångspunkten att denna skall betalas av produktionsinnehavaren och vara kostnadsriktig. Om en innehavare av en produktionsanläggning och ett elnätsföretag inte kan komma överens om anslutningsavgiftens storlek eller kostnaden för elmätare med tillhörande insamlingsutrustning, skall tvisten, efter ansökan, prövas av Energimarknadsinspektionen. När det gäller överföringstariffen kan Energimarknadsinspektionen granska denna inom ramen för sin tillsyn av nättarifferna. En enskild kunds överföringstariff prövas som huvudregel inte. Undantag gäller dock nättariffer för anläggningar som kan leverera en effekt om högst 1 500 kW (dvs. småsakliga produktionsanläggningar).
239
Bilaga 1 SOU 2008:13
Om utvecklingen av elproduktion i Sverige
Elproduktionsanläggningar, framför allt vattenkraftverk, började byggas i Sverige från slutet av 1800-talet. Under 1940-talets första hälft var den genomsnittliga årliga vattenkraftsproduktionen 10 TWh el. Den storskaliga utbyggnaden av vattenkraften skedde under perioden 1945–1980 och i dag producerar vattenkraften ca 65 TWh el under ett år med normal nederbörd. Kärnkraften byggdes ut från mitten av 1970-talet och har sedan 1985 i genomsnitt producerat ca 68 TWh el per år. Gemensamt för den historiska utbyggnaden av vatten- och kärnkraften är att utbyggnaden av elproduktionen och elnätet skedde parallellt. Det innebar sannolikt att dåvarande förutsättningar skiljer sig betydligt åt från dagens förutsättningar.
Genom omregleringen av elmarknaden 1996 lades ett nytt regelverk och därmed ett nytt synsätt fram. Reformen innebar grundläggande förändringar av hur elmarknaden fungerade samt att nya rättigheter och skyldigheter infördes för marknadens aktörer. Den grundläggande förändringen ligger bl.a. i en tydligare ansvars- och rollfördelning mellan marknadens aktörer. Produktion och försäljning av el skall ske i konkurrens. Överföring av el betraktades som ett naturligt monopol och måste regleras och övervakas för att tillförsäkra kunderna skäliga villkor för överföringen. Det övergripande tekniska ansvaret för den nationella balansen (systemansvaret) ålades staten. Skyldigheterna för innehavare av nätkoncession ändrades. Koncessionshavaren blev skyldig att på skäliga villkor ansluta andras ledningar och överföra el oberoende av vem som är ägare till elen.
Den pågående omställningen av energisystemet samt ett ökat behov av el leder till ett ökat behov av investeringar i ny elproduktionskapacitet. Genom propositionen Samverkan för en trygg, effektiv och miljövänlig energiförsörjning (prop. 2001/02:143) lades målet fast att användningen av el från förnybara energikällor ska öka med 10 TWh el till år 2010 jämfört med 2002 års nivå. I propositionen föreslogs också att ett nationellt planeringsmål för vindkraft skulle fastställas och omfatta 10 TWh el fram till år 2015. Ambitionen om användningen av el från förnybara energikällor har därefter höjts till 17 TWh el till år 2016 i samband med förslaget att öka långsiktigheten i elcertifikatsystemet i propositionen Förnybar el med gröna certifikat (prop. 2005/06:154).
240
Bilaga 1
En viss del av utbyggnaden av förnybar elproduktion bedöms komma att ske i form av biobränslebaserad kraftvärme, som normalt lokaliseras i områden med stabila elnät, antingen i tätorter eller vid större industrier. För att nå målet till år 2016 bedöms det dock också krävas en storskalig utbyggnad av vindkraften.
Nätanslutning av anläggningar för förnybar elproduktion
Generellt kan det konstateras att det är svårt att på ett planmässigt sätt fastslå vilka delar av det svenska elnätet som kan behöva förstärkas vid en storskalig utbyggnad av förnybar elproduktion. Vindkraftsutredningen (SOU 1998:152) pekade på att det fanns ett behov att förstärka elnäten på ett flertal platser. De kartläggningar som därefter gjorts, bl.a. av Energimyndigheten, visar att de platser som har goda vindlägen ofta ligger i glest bebyggda områden med få abonnenter. Anslutning av vindkraft i sådana områden kan kräva kostsamma investeringar i det elnät till vilket anslutningen sker.
Elnäten skall ha en viss kapacitet för den givna förbrukningen respektive produktionen som finns i området. Detta gäller alla delar av elnätet, stamnät, regionnät och lokalnät.
Ansvaret för en ändamålsenlig utbyggnad ligger sedan flera decennier på nätföretagen. Generellt sett har nätföretagen dock inte haft anledning att beakta eller förutse den storskaliga utbyggnad av den förnybara elproduktionen som nu håller på att planeras och genomföras. Större etableringar av förnybar elproduktion kan innebära att elnätet, det lokala, regionala eller det nationella stamnätet, når sin kapacitetsgräns och att det inte finns utrymme i elnätet för att möjliggöra anslutning av förnybar elproduktion. Om en större anläggning ansluts till ett lokalt eller regionalt nät kan också det överliggande elnätet behöva förstärkas. Det gäller t.ex. en större utbyggnad i Norrlands inland, som kan innebära att regionnätet och stamnätet måste förstärkas samt också vid anslutning till elnätet av havsbaserade vindkraftparker.
Som beskrivits ovan har elnätsföretagen en anslutningsskyldighet. Undantag gäller dock om det finns särskilda skäl. Av förarbetena (prop. 1996/97:136 s. 141) framgår att kapacitetsbrist kan utgöra ett sådant särskilt skäl som innebär att nätföretaget kan neka en anslutning. Det torde dock vara så att bristande kapacitet inte i sig hindrar en anslutning utan att det i stället uppstår behov av större investeringar i elnäten som då skall finansieras av
241
Bilaga 1 SOU 2008:13
anläggningsägaren eller indirekt av elnätskunderna. Ofta torde sådana investeringar innebära en trappstegseffekt på kapacitet i nätet och på kostnaden, som kan vara avsevärda. Situationen på Gotland kan nämnas som ett exempel på behovet av tillkommande investeringar i elnätet som en direkt följd av vindkraftsetableringar, t.ex. har nya högspänningsledningar varit nödvändiga att bygga som en direkt följd av utbyggnaden.
Enligt det nu rådande rättsläget skall det elnätsföretag som anläggningen ansluts till debitera den anslutande producenten de kundspecifika kostnader som anslutningen medför. Trots att vissa principer utvecklats i praxis för vad som är en skälig anslutningsavgift, ger dagens regelverk ofta upphov till tvister mellan den anslutande producenten och lokalnätsföretaget. Även om parterna kan vända sig till Energimarknadsinspektionen vid en tvist, motverkar en utdragen rättsprocess en snabb utbyggnad av ny elproduktion. Det finns exempel på rättsprocesser som tagit upp till åtta år innan beslut fastställts i kammarrätten. Dagens ordning för att beräkna anslutningsavgifter innebär så stora kostnader för den anslutande att en utbyggnad ibland inte blir av, trots att förutsättningarna i övrigt är goda och skulle främja elmarknadens utveckling.
Regelverket för hur anslutningsavgifter skall utformas är för närvarande föremål för utredning inom ramen för Energinätsutredningen (dir. 2006:39). Energinätsutredningen skall lämna förslag till den lagstiftning och det regelverk i övrigt som krävs för att införa en ny ordning angående bestämmande av anslutningsavgifter. Regelverket kan komma utformas på olika sätt. Antingen så att tillsynsmyndigheten skall godkänna eller fastställa elnätsföretagens anslutningsavgifter eller så att tillsynsmyndigheten skall godkänna eller fastställa nätföretagens metoder för att fastställa anslutningsavgifterna innan anslutningsavgifterna eller metoderna träder i kraft.
Nedsättning av nätavgiften för mindre elproduktionsanläggningar
Mindre elproduktion definieras enligt 4 kap. 10 § ellagen som en anläggning som kan leverera en effekt om högst 1 500 kilowatt. En anläggning för mindre elproduktion skall betala sin fulla anslutningskostnad. Däremot skall mindre elproduktionsanläggningar endast betala den del av nätavgiften som motsvarar den årliga
242
Bilaga 1
kostnaden för mätning, beräkning och rapportering på nätkoncessionhavarens nät. Det innebär att nätkoncessionshavarens årliga kostnader för drift och underhåll av elnätet m.m. som övriga kunder betalar (inklusive anläggningar större än 1 500 kW), inte får tas ut. Om flera mindre anläggningar gemensamt matar in el på elnätet skall dessa anläggningar betraktas som separata anläggningar vad avser nätavgifter. Denna undantagsbestämmelse har med tiden kompletterats med ytterligare regler. En viss praxis håller också på att utvecklas. Bestämmelsen infördes i samband med att det nya elmarknadssystemet började gälla år 1996 och motiverades med att den miljövänliga mindre 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 (prop. 1995:14 s. 82).
Bestämmelsen om en reducerad nättariff har vid ett flertal tillfällen varit ifrågasatt, vilket har inneburit att frågan varit föremål för vidare utredning i flera tidigare utredningar. Vindkraftsutredningen (SOU 1999:75), LEKO-utredningen (SOU 1999:44), Elnätsutredningen (SOU 2000:90), Elcertifikatutredningen (SOU 2001:77) samt El- och gasmarknadsutredningen (SOU 2004:129) har samtliga lämnat förslag på hur frågan borde hanteras. Sammanfattningsvis kan det sägas att nämnda utredningar har varit kritiska till ett fortsatt undantag och föreslagit att det i stället skall tas bort. Den tidigare regeringen uttryckte, mot bakgrund av förslaget i Elcertifikatutredningen, att bestämmelserna i ellagen får effekter som inte är önskvärda. Samtidigt konstaterades dock att det inte fanns tillräckligt med underlag för att ta bort bestämmelsen (prop. 2001/02:143 s. 102).
Principerna för utformning av nättariffer för mindre elproduktionsanläggningar bedöms över tiden ha inneburit en hämsko för utveckling av ny elproduktion. Detta gäller särskilt expansionen av vindkraft, som hittills främst utgjorts av aggregat under 1 500 kW. Nätföretag, som inom sitt koncessionsområde har särskilt gynnsamma förhållanden för förnybar elproduktion, har i vissa fall fått vidkännas betydande kostnadsökningar vilka fått fördelas på övriga kunder i området.
243
Bilaga 1 SOU 2008:13
Undantag för krav på timvis mätning, beräkning och rapportering för små produktionsanläggningar
I 3 kap. 10 § ellagen anges att den som har nätkoncession är skyldig att utföra mätning av mängden överförd el och dess fördelning över tiden. Mängden överförd el skall mätas med vissa tidsintervall. Närmare föreskrifter meddelas av regeringen eller den myndighet regeringen bestämmer. Regeringen har i förordningen (1999:716) om mätning, beräkning och rapportering av överförd el meddelat sådana föreskrifter. I dessa föreskrifter anges var mätning av överförd el skall ske på ett elnät. Bland annat skall mätning ske i inmatningspunkter, dvs. de punkter på ett elnät där el från en produktionsanläggning matas in. Vad gäller mätning av den inmatade elens fördelning över tiden anges att mätning av inmatad el skall ske varje timme. I dag kan elnätsföretagen inte debitera innehavare av mindre produktionsanläggningar (med effekt på högst 1 500 kilowatt) kostnader för mätare med insamlingsutrustning och för installationen (jfr 3 kap. 14 § ellagen).
Det har konstaterats att kravet på timvis mätning av den inmatade elen har vissa nackdelar. Kostnaderna för timutrustning, beräkning och rapportering för mindre producenter kan inte sägas stå i rimlig proportion till den ringa mängd el som produceras i många av dessa små produktionsanläggningar. Kravet kan dessutom bli ett hinder för en teknisk utveckling och spridning av små produktionsanläggningar.
Tidigare fanns en möjlighet till undantag från kravet på mätning av den inmatade elens fördelning över tiden. Möjligheten till undantag var utformad så att endast den som har nätkoncession kunde ansöka om undantag. Undantaget fick bara avse mätningen i inmatningspunkter där el från små produktionsanläggningar matas in på elnätet. I praktiken sker inmatning av el från små produktionsanläggningar bara på lokalnät. Definitionen på små produktionsanläggningar var att de hade ett säkringsabonnemang om högst 200 ampère eller kan leverera en effekt om högst 135 kW vid lågspänning. Om undantag beviljades måste det avse samtliga sådana inmatningspunkter inom koncessionsområdet. Ärenden om undantag skulle prövas av Affärsverket svenska kraftnät. Anledningen till att denna möjlighet till undantag infördes var att kostnaderna för dessa produktionanläggningarna inte ansågs stå i rimlig proportion till den ringa mängd el som de producerar.
244
Bilaga 1
I propositionen Elcertifikat för att främja förnybara energikällor (prop. 2002/03:40) föreslogs att undantagsmöjligheten skulle avskaffas, ändringen trädde ikraft 1 maj 2003. Regeringen framhöll att mätning av inmatningens fördelning över tiden av tekniska skäl skall ske för att innehavaren av en produktionsanläggning skall kunna tilldelas elcertifikat. Detta innebar att de anläggningsinnehavare som önskade tilldelas elcertifikat inte kunde få det eftersom anläggningen hade fått undantag på kravet på mätning. Detta skulle kunna leda till en snedvridning av konkurrensen mellan innehavarna av produktionsanläggningar som kan bli respektive inte kan bli tilldelade elcertifikat. Principiellt torde det dock vara fullt möjligt att tilldela elcertifikat till en anläggning som inte är timmätt.
Ersättning vid inmatning av el
Som tidigare redovisats kan innehavaren av produktionsanläggning som levererar el till det koncessionspliktiga elnätet, enligt bestämmelserna i 3 kap. 15 § ellagen, ha rätt till ersättning av nätkoncessionhavaren. Ersättningen skall motsvara dels värdet av den minskning av energiförlusterna i ledningsnätet som inmatningen medför i koncessionshavarens ledningsnät, dels värdet av den reduktion av nätkoncessionshavarens avgifter för att vara ansluten till annan nätkoncessionshavares ledningsnät som blir möjlig genom att anläggningen är ansluten till ledningsnätet. Energimarknadsinspektionen prövar tvister mellan nätkoncessionshavaren och innehavaren av en produktionsanläggning i frågor om ersättningen. Så har också skett i ett stort antal ärenden. Ersättningen som innehavaren av en produktionsanläggning kan få varierar i viss mån mellan koncessionsområdena. Tvisterna mellan innehavare av produktionsanläggningen och nätkoncessionshavaren bedöms i många fall gälla hur värdet av den inmatade elen i det aktuella området skall beräknas och värderas.
Uppdraget
En särskild utredare skall utvärdera om det nuvarande regelverket för förnybar elproduktion skapar hinder för en storskalig utveckling och utbyggnad av den förnybara elproduktionen. Bedöms förändringar av regelverket krävas skall utredaren lämna sådana
245
Bilaga 1 SOU 2008:13
förslag. Utredaren skall särskilt beakta hur sådana investeringskostnader som inte direkt kan kopplas till en enskild anläggnings anslutning till elnätet skall hanteras på lokal, regional och nationell nivå.
Utredaren skall lämna förslag till hur nuvarande reducerade nätavgift för mindre elproduktionsanläggningar enligt 4 kap. 10 § ellagen (1997:857) kan ersättas av enhetliga principer för bestämmandet av nätavgifter för produktionsanläggningar samt undersöka behovet av och lämna förslag till eventuella övergångsbestämmelser för nätavgifter för befintliga anläggningar färdigställda före den 1 januari 2007.
Utredaren skall kartlägga förekomsten av små produktionsanläggningar för förnybar el i Sverige och göra en bedömning av sådana anläggningars framtida utveckling.
Utredaren skall lämna förslag till den lagstiftning och det regelverk i övrigt som krävs för att ett undantag från nuvarande krav på timvis mätning, beräkning och rapportering för inmatning av el från små anläggningar för förnybar elproduktion skall kunna införas. En lämplig effektgräns för ett undantag skall föreslås bl.a. utifrån en avvägning mellan hur mycket en små elproducenter kan anses kunna betala samt behovet av kontinuerliga mätvärden för t.ex. balansreglering.
Utredaren skall slutligen lämna förslag till generella icke diskriminerande riktlinjer enligt vilka ersättning kan bestämmas vid inmatning av el, som skall avse mindre elproduktionsanläggningar. Förslaget bör innehålla en lämplig definition av vilka anläggningar som omfattas.
Utredaren skall i förekommande fall lämna fullständiga författningsförslag. Det står utredaren fritt att inkludera även annat relevant underlag i sitt arbete.
Konsekvensbeskrivning
Utredaren skall lämna konsekvensanalyser av samtliga förslag som presenteras i enlighet med 14 § kommittéförordningen (1998:1474).
246
Bilaga 1
Arbetets genomförande, tidsplan m.m.
Utredaren skall beakta vad som framkommit i betänkandet Elnätsföretag – särskild förvaltning och regionnätstariffer (SOU 2001:73), i betänkandet El- och naturgasmarknaderna – europeisk harmonisering (SOU 2003:113), i betänkandet El- och naturgasmarknaderna – energimarknader i utveckling (SOU 2004:129) samt beakta vad som sägs i propositionerna Samverkan för en trygg, effektiv och miljövänlig energiförsörjning (prop. 2001/02:143) och Leveranssäkra elnät (prop. 2005/06:27).
Utredaren skall, i relevanta delar, samråda och beakta vad som framkommit i Energinätsutredningen (dir. 2006:39).
Utredaren skall beakta relevant EG-rätt samt hur frågorna i uppdraget behandlas inom EU och i övriga nordiska länder. En bedömning av eventuella förslags överensstämmelse med EU:s statsstödsregler skall särskilt göras.
Utredaren skall senast den 1 januari 2008 redovisa uppdraget.
(Näringsdepartementet)
247
Bilaga 2
Sammanställning av bedömda ordinarie tariffer och differens jämfört med tariffnivåerna enligt dagens regelverk för småskalig elproduktion
0-100 57 50 187 vat tenk raf t 5, 90 2, 2 7 088 10 440 8, 60 3 703 3, 23
101-200 154 53 618 vat tenk raf t 3, 43 1, 56 8 926 17 955 4, 23 -1 168 0, 76
201-300 255 29 983 vat tenk raf t 3, 25 3, 44 16 059 33 048 3, 74 962 0, 46
301-400 362 28 1 414 vat tenk raf t 2, 75 1, 46 10 099 31 372 3, 08 -14 023 -0, 15
401-500 468 23 1 650 vat tenk raf t 2, 84 2, 28 12 597 50 642 3, 34 4 426 0, 12
501-600 566 15 2 050 vat tenk raf t 3, 02 2, 07 14 645 51 187 3, 30 -10 036 0, 25
601-700 673 11 2 882 vat tenk raf t 1, 71 1, 35 12 665 54 152 2, 13 -18 144 -0, 51
701-800 767 14 3 149 vat tenk raf t 2, 50 2, 19 15 290 71 850 2, 47 -14 831 -0, 39
801-900 862 11 3 609 vat tenk raf t 3, 09 2, 22 42 427 106 109 3, 44 12 364 0, 86
901-1000 974 13 3 646 vat tenk raf t 2, 11 1, 73 21 448 77 468 2, 24 -29 468 -0, 74
100 1-1100 1 075 11 3 964 vat tenk raf t 2, 93 2, 66 42 719 115 159 3, 09 -1 624 0, 09
110 1-1200 1 205 4 4 125 vat tenk raf t 2, 13 2, 82 20 375 110 620 2, 78 -8 925 -0, 18
120 1-1300 1 300 1 7 500 vat tenk raf t 2, 24 2, 24 6 500 6 500 0, 09 -156 467 -2, 09
130 1-1400 1 360 2 5 900 vat tenk raf t 6, 84 2, 62 25 000 132 440 2, 32 -59 900 -0, 94
140 1-1500 1 491 7 6 098 vat tenk raf t 1, 06 1, 06 34 214 160 846 8, 06 35 488 -2, 93
180 1-1900 1 876 1 9 400 vat tenk raf t 1, 90 1, 90 25 000 124 428 1, 32 -182 012 -1, 94
190 1-2000 1 920 1 8 000 vat tenk raf t 2, 19 2, 19 25 000 176 680 2, 21 -84 120 -1, 05
200 1-2100 2 075 1 7 500 vat tenk raf t 1, 10 1, 10 25 000 188 925 2, 52 -55 575 -0, 74
230 1-2400 2 400 1 10 500 vat tenk raf t 0, 87 0, 87 150 000 265 200 2, 53 -10 950 -0, 10
270 1-2800 2 725 1 15 000 vat tenk raf t 3, 59 3, 59 150 000 280 800 1, 87 -113 700 -0, 76
290 1-3000 2 947 4 11 375 vat tenk raf t 1, 38 1, 38 56 250 266 216 2, 61 -84 134 -0, 49
510 1-5200 5 200 1 19 800 vat tenk raf t 1, 39 1, 39 25 000 300 600 1, 52 -344 880 -1, 74
Effektindelning, kW Medeleffekt inom kategorin baserat på antal anläggningar, kW* Antal anläggningar Beräknad årsprod, medel baserat på antal anläggningar, MWh Kraftslag Differens bedömd ordinarie tariff - småskalig tariff. Medelvärde baserat på antal anläggningar Differens bedömd ordinarie tariff - småskalig tariff. Medianvärde baserat på antal anläggningar Medel fast avgift, kr Medel årlig tariff exkl nätnytta, kr Medel tariff exkl nätnytta, öre/kWh Medel årlig tariff inkl nätnytta, kr Medel tariff inkl nätnytta, öre/kWh
B edöm d o rdinar ie t ar if f, geno m s nit tliga niv åer
249
Bilaga 2 SOU 2008:13
0-100 32 7 64 vi ndk raf t 10,38 13,00 7 714 9 880 16,19 8 70 1 15,13
101-200 158 3 307 vi ndk raf t 10,94 12,28 25 000 37 508 12,80 29 9 95 10,35
201-300 225 23 491 vi ndk raf t 5,89 3,55 20 040 36 224 7,79 24 8 17 5,53
401-500 488 18 945 vi ndk raf t 7,46 7,03 20 887 56 496 6,46 33 3 28 3,96
501-600 600 27 1 194 vi ndk raf t 5,20 5,29 21 074 64 874 5,48 37 4 91 3,22
601-700 662 9 1 343 vi ndk raf t 5,61 6,39 23 067 73 358 5,73 42 2 16 3,38
701-800 774 20 1 421 vi ndk raf t 5,09 5,59 18 210 78 851 7,85 47 3 91 3,89
801-900 859 23 1 849 vi ndk raf t 5,20 4,74 21 470 91 677 4,97 50 6 09 2,73
901-1000 998 6 2 300 vi ndk raf t 4,14 3,83 22 100 96 513 4,25 39 2 63 1,75
1101-1200 1 200 5 2 470 vi ndk raf t 4,78 4,15 21 360 111 408 4,97 55 7 40 2,76
1301-1400 1 320 1 3 170 vi ndk raf t 4,75 3,94 25 000 129 280 4,08 51 6 15 1,63
1401-1500 1 500 14 3 280 vi ndk raf t 7,81 7,38 14 343 196 971 6,01 169 215 5,09
1901-2000 1 990 4 2 925 vi ndk raf t 6,95 7,15 20 650 164 495 5,82 94 1 66 3,42
2801-2900 2 880 3 6 100 vi ndk raf t 4,73 4,30 19 200 222 960 3,61 105 701 1,77
3501-3600 3 600 1 6 450 vi ndk raf t 4,77 4,30 25 000 309 400 4,80 151 375 2,35
4201-4300 4 250 1 7 600 vi ndk raf t 4,90 4,69 25 000 360 750 4,75 174 550 2,30
7401-7500 7 500 1 29 000 vi ndk raf t 4,13 4,30 150 000 510 000 1,76 -17 80 0 -0,06
8901-9000 9 000 1 24 000 vi ndk raf t 3,54 3,69 25 000 736 000 3,07 148 000 0,62
10401-10 500 1 36 000 vi ndk raf t 3,37 3,69 150 000 654 000 1,82 -1 200 0,00
V attenk 453 282 2 083 3,51 1,99 16 478 51 742 4,34 -7 988 0,61
V indk 667 168 2 103 5,87 5,10 21 315 95 531 6,59 53 0 31 4,25
To talt 680 450 2 091 4,39 3,32 18 279 68 053 5,18 14 7 42 1,97
* observera att redovisningen sker anläggningsvis och att en anläggning kan bestå av flera enheter. **summorna har beräknats som totala värdet för alla anläggningar delat med antal anläggningar.
10500
raf t:
raf t:
:
Ef M b b b b
B edöm d o
fektindelning, kW edeleffekt inom kategorin
aserat på antal anläggningar, kW* Antal anläggningar Beräknad årsprod, medel
aserat på antal anläggningar, MWh Kraftslag Differens bedömd ordinarie tariff - småskalig tariff. Medelvärde
aserat på antal anläggningar Differens bedömd ordinarie tariff
småskalig tariff. Medianvärde
aserat på antal anläggningar Medel fast avgift, kr Medel årlig tariff exkl nätnytta, kr Medel tariff exkl nätnytta, öre/kWh Medel årlig tariff inkl nätnytta, kr Medel tariff inkl nätnytta, öre/kWh
rdinar ie t ar if f, geno m s nit tliga niv åer
** :
** :
** :
250
Bilaga 3
Administrativa riktlinjer för elnätsanslutning av förnyelsebara elproduktionskällor
1 Inledning
Detta dokument syftar till att beskriva processen hur ett anslutningsärende hanteras mellan kund (K) och elnätsföretag (E) ur tids- och åtgärdssynpunkt. Dokumentet är övergripande även om vissa detaljer finns med för att förklara eller åskådliggöra de olika stegen och dess innehåll.
2 Processbeskrivning
Nedan beskrivs övergripande processen för ett anslutningsärende (schematisk bild återfinns i slutet av dokumentet). Respektive moment beskrivs mer detaljerat i de följande punkterna.
2.1 Förfrågan/föranmälan
Efter förfrågan/föranmälan kontaktas K normalt inom 10 arbetsdagar (info om handläggningstider mm).
Den fortsatta hanteringen beror på anslutningens art. Följande huvudgrupper kan särskiljas
TPF
1
FPT
:
• Lokalnät 0,4 kV
• Lokalnät 10–20 kV
• Regionnät 30–130 kV
TP
1
PT
Baseras på vilken spänningsnivå som förstärkningsåtgärder behövs på.
251
Bilaga 3 SOU 2008:13
2.2 Prisindikation
För att K ska kunna få en uppskattning av anslutningsavgiften och hur det är tekniskt möjligt att genomföra en anslutning på angiven plats erbjuds kunden en prisindikation på övergripande nivå.
En prisindikation innebär dock inte något löfte om anslutning, ej heller någon bindande kostnadsuppskattning. Mer arbete, exempelvis i form av beräkningar, markägarkontakter m.m. kan behövas innan E kan göra ett bindande åtagande.
Förutsättningen för att kunna lämna en prisindikation är att E fått följande från K:
• Projektets maximala effekt/säkring i anslutningspunkten (gärna kompletterad med ifylld AMP/ASP blankett)
• Anläggningens/anläggningarnas plats (fastighetsbeteckning/ karta/koordinater)
• I förekommande fall kan ytterligare information behövas (t.ex. projektplan, deletapper etc.)
En prisindikation från E ska innehålla:
• Ett ungefärligt pris och eventuellt en skiss över anslutningen.
• Vilka eventuella förbehåll som kan finnas (förstärkningar, begränsningar, behov av fördjupade utredningar, markfrågor, bygglov etc.) anges om så är möjligt.
Normala handläggningstider hos E:
• Lokalnät 0,4 kV 10–20 arbetsdagar
• Lokalnät 10–20 kV 40 arbetsdagar
• Regionnät 30–130 kV 40 arbetsdagar
Beroende på projektets art kan dessa tider bli längre efter överenskommelse mellan parterna.
252
Bilaga 3
2.3 Offert
Bindande offert efterfrågas normalt av K i ett skede då eventuella tillstånd för anslutningen har erhållits.
E:s mål är att tiden för offertgivande skall vara så kort som möjlig efter förfrågan från K. Långa handläggningstider kan uppstå till följd av t.ex. markägarfrågor och/eller tekniska frågor.
Ett sätt att korta ner offerttiden är att E får uppdrag från K på förhandsarbeten, exempelvis avtal med markägare om ledningsdragning, koncessionsansökan, bygglov m.m.
Förutsättningen för att E ska kunna lämna en bindande offert är att K lämnat följande:
• Projektets maximala effekt/säkring i anslutningspunkten
• Anläggningens/anläggningarnas plats (fastighetsbeteckning/ karta/koordinater)
• Kontaktuppgifter
• I förekommande fall kan ytterligare information behövas, exempelvis:
- AMP/ASP-blankett - Underlag för nödvändiga elnätberäkningar
En bindande offert innehåller:
• Teknisk kravspecifikation avseende den aktuella anslutningspunkten.
• Anslutningsavgift
• Offertens giltighetstid, 2 månader
• Beräknad tidpunkt för anslutning
• Information om gällande tariff och eventuella nätnytta
• Leveransomfattning inkl. parternas åtaganden.
253
Bilaga 3 SOU 2008:13
I förekommande fall kan ytterligare information lämnas, exempelvis:
• Nätdeklaration avseende den aktuella anslutningspunkten (t.ex. kortslutningseffekt och förväntad tillgänglighet)
• Anslutningsavgiften uppdelad i sina huvudkomponenter på ett transparent sätt (t.ex. arbete, material – beror dock på hur E upphandlar)
Offertavgift – deposition:
• Beroende på anslutningens art kan E ta ut en offertavgift. Avgiften kan bestå av en grundavgift samt en rörlig effektavgift. Avgiften är tänkt som en deposition (skall inte ge kostnadstäckning) och räknas av från anslutningsavgiften vid beställning. Rekommenderade avgifter är:
- Grundavgift: 5000 kr - Rörlig avgift: 2kr/kW dock maximalt 50 000 kr
Normala handläggningstider hos E:
• Lokalnät 0,4 kV 20 arbetsdagar
• Lokalnät 10–20 kV 60 arbetsdagar
• Regionnät 30–130 kV 60 arbetsdagar
Beroende på projektets art kan dessa tider bli längre efter överenskommelse mellan parterna. Exempel på detta är större anslutningar som berör andra elnätsföretag.
2.4 Förlängning av offerttid
Beroende på projektets art kan offertens giltighetstid förlängas efter överenskommelse mellan parterna. E har då rätt att ta ut en månadsavgift relaterad till det effektutrymme som offererats. Rekommenderad avgift för detta är 2 kr/kW och månad. Även denna avgift är tänkt att vara en deposition som avräknas vid beställning.
254
Bilaga 3
Schematisk bild av processen:
255
List of Abbreviations
BEGA Bilateral Embedded Generation Agreement BELLA Bilateral Embedded License Exemptable Large Power Station Agreement BETTA British Electricity Trading and Transmission Arrangement BSUoS Balancing Services Use of System charges CNE Comisión Nacional de la Energía, (Regulator Spain) CUSC Connection and Use of System Code CHP Combined Heat and Power DCLF DC Loadflow DGGE Ministry of Economy and Innovation through its Directorate of Energy LECs Levy Exemption Certificates DGE Dirección General de Energía DL Decree Law (Portugal) DNC Declared Net Capacity DNO Distribution Network Operators HEDP Energias de Portugal GB Great Britain IDNO Independent Distribution Network Operator NETA New Electricity Trading Arrangement NFFO Non-Fossil Fuel Obligation NFPA Non-Fossil Purchasing Agency Ofgem The Office of Gas and Electricity Markets OFTO Offshore Transmission Owner PER Plan de Energías Renovables
11
List of Abbreviations SOU 2008:13
PFER Plan de Fomento de las Energías Renovables RECs Regional Electricity Companies REE Red Eléctrica de España REN Rede Eléctrica (Portugal) RES Act Renewable Energy Source Act RO Renewable Obligation ROCs Renewables Obligation Certificates SRO Scottish Renewable Orders NGET National Grid Transmission RD Royal Decree (Spain) SPTK Scottish Power Transmission Limited SHETL Scottish Hydro-Electric Transmission Limited TEC Transmission Entry Capacity TIRG Transmission Investment for Renewable Generation TO Transmission Owner TSO Transmission System Operator TNUoS Transmission Network Use of System Charges UK United Kingdom
12
List of Figures
Figure 1-1 Breakdown of total installed capacity for power production .................................................................. 21 Figure 1-2 Renewable energy breakdown................................... 22
Figure 1-3 The Spanish Electricity Transmission Network ...... 23 Figure 1-4 Factor for installations using renewable energies .... 26
Figure 1-5 Development of the installed wind power capacity (MW) in Spain 2000–2006. ......................... 29
Figure 1-6 Voltage levels at which the wind farms in Spain are connected by March 2007.................................... 31
Figure 1-7 Two power lines improve the connection to distribution grid. ........................................................ 54
Figure 1-8 Provisional connection of a wind farm..................... 55 Figure 1-9 Solar photovoltaic generator with measurement equipment ................................................................... 58 Figure 2-1 Breakdown of total installed capacity in Portugal by the end of year 2006................................................... 67 Figure 2-2 Renewable energy breakdown by 31/12/2006 ......... 68
Figure 2-3 Installed wind power capacity in Portugal from year 2000 to February 2007 ....................................... 71
Figure 2-4 Yearly average feed-in tariff paid to wind power producer...................................................................... 76
Figure 2-5 Monthly average payments for wind power production .................................................................. 77
13
List of Figures SOU 2008:13
Figure 2-6 Main investment projects in the Portuguese Transmission grid until 2010 .....................................91
Figure 3-1 Renewable energy generation by source, 2006 .........98 Figure 3-2 The German High Voltage Transmission Network and its TSOs. ............................................100 Figure 3-3 Schematic geographic representation of German distribution companies.............................................101 Figure 3-4 Regional distribution of wind power in Germany .108
Figure 3-5 Shares of the potential annual energy yield of the net electrical energy consumption for the Federal States of Germany ...............................................................109 Figure 3-6 Forecast for the development of wind power in Germany....................................................................111 Figure 3-7 Composition of the electricity price in the house- hold sector, 2005 ......................................................119 Figure 3-8 Potential bottlenecks within E.on Netz transmission system........................................................................122 Figure 4-1 UK Electric Energy Production in 2006.................133
Figure 4-2 Electrical Generating Capacity of Renewable Energy from 1997 to 2006 …. ..............................................134
Figure 4-3 Growth in Electricity Generation from Renewables since 1990..................................................................135
Figure 4-4 The High Voltage Transmission Network in England & Wales and Scotland...............................................139
Figure 4-5 The High Voltage Transmission Network in England, Wales and Scotland. ..................................140
Figure 4-6 Schematic representation of distribution companies in Great Britain. ........................................................141
Figure 4-7 Year-on year-existing and forecast onshore wind farms to 2010 ...................................................152
Figure 4-8 Wind Farm Capacities Map .....................................153 Figure 4-9 Expected onshore wind installation by 2010. .........154
14
SOU 2008:13 List of Figures
Figure 4-10 Renewable generating capacity from NFFO and
former NFFO contracts.......................................... 156
Figure 4-11 Breakdown of ROCs issued by technology type in 2006........................................................................... 165
Figure 4-12 Eligible capacity by technology in kW. .................. 166 Figure 4-13 Process for connection to the transmission system in the UK. ..................................................................... 168 Figure 4-14 Generation Use of System Tariff Zones as at 1 April 2006........................................................................... 185
15
List of Tables
Table 1-1 Payment scheme for renewable electricity production according to RD 661/2007..................... 35 Table 1-2 Payment scheme for renewable electricity production according to RD 436/2004..................... 38 Table 1-3 Payment scheme for renewable electricity production according to RD 2818/1998................... 41 Table 2-1 Voltage levels at which wind power installations are connected.............................................................. 72 Table 2-2 Feed-in tariffs (c€/kWh) paid to wind power producers .................................................................... 78 Table 2-3 Feed-in tariffs (c€/kWh) paid to electricity producers based on solar energy ............................... 79 Table 2-4 Feed-in tariffs (c€/kWh) paid to electricity producers using biomass............................................ 80 Table 2-5 Feed-in tariffs (c€/kWh) paid to hydropower plants........................................................................... 80 Table 3-1 Development of electricity production from renewable energy........................................................ 97 Table 3-2 Development of installed capacity by source from 1990 to 2006 ............................................................... 98 Table 3-3 Development of renewable electricity production by source from 1990 to 2006..................................... 99 Table 3-4 Feed-in tariffs for Wind Power based on Renewable Energy Sources Act 2004......................................... 115
17
List of Tables SOU 2008:13
Table 3-5 Feed-in tariffs for Photovoltaic based on Renewable Energy Sources Act 2004 .........................................116
Table 3-6 Feed-in tariffs for Hydro units based on Renewable Energy Sources Act 2004 .........................................116
Table 3-7 Feed-in tariffs for Geothermal based on Renewable Energy Sources Act 2004 .........................................117
Table 3-8 Feed-in tariffs for Biomass based on RES Act 2004- Part 1 .........................................................................117
Table 3-9 Feed-in tariffs for Biomass based on RES Act 2004- Part 2 .........................................................................118
Table 4-1 Installed capacity of Renewable Energy Sources in the UK from 1998 to 2006.......................................136
Table 4-2 Electricity generated from Renewable Energy Sources in the UK from 1998 to 2006.....................137
Table 4-3 Overview of Non-Fossil Fuel Obligations in England & Wales and operational capacity 2006 ..................157
Table 4-4 Successful NFFO bidding prices in British pence/kWh. ...............................................................158
Table 4-5 Overview of Scottish Renewable Orders (SRO) and operational capacity 2006..................................159
Table 4-6 Overview of NFFO Auction Results .....................160 Table 4-7 How suppliers complied with their obligations in England & Wales ......................................................163 Table 4-8 ROC prices from 2002 to 2007 based on eroc Auctions....................................................................164 Table 4-9 Overview of proposed bands. ..................................167
Table 4-10 Overview of deadlines for distribution companies .................................................................171
Table 4-11 Fixed Prices for New Bilateral Agreements. ..........182 Table 5-1 Comparison of renewable energy regulations and its impact on wind power and solar photovoltaic development..............................................................194
18
SOU 2008:13 List of Tables
Table 5-2 Comparison of network connection procedures for producers using renewable energies........................ 197
Table 5-3 Comparison of network investment costs for producers using renewable energies........................ 200
Table 5-4 Comparison of capacity limits for producers using renewable energies ................................................... 203
Table 5-5 Overview of policy issues related to the construction/ownership of new power lines.......... 205
Table 5-6 Comparison of metering requirements. ................. 208 Table 5-7 Comparison of network fees................................... 209
Table 5-8 Comparison of curtailment policy.......................... 211 Table 5-9 Comparison of current policy challenges related to network issues. ......................................................... 213
19
1 Spain
1.1 Introduction
Spain has a total installed capacity in electric power production of 82,336 MWF
TPF
1
FPT
by the end of 2006. A Breakdown of total installed
capacity by technology by the end of 2006 can be seen in Figure 1-1. Spain has very little interconnection capacity with its neighboring countries, France, Portugal, Morocco, and Andorra of about 3%
TPF
2
FPT
of the installed capacity.
Figure 1-1 Breakdown of total installed capacity for power production by technology by 31/12/2006. Category “Rest of special regime” includes cogeneration and renewables except hydro and wind.
TP
1
PT
Source: Wind Power 2007, Spanish Wind Power Association, http://www.aeeolica.org/
varios/AEE_Anuario_2007_ING.pdf
Source: REE & AEE
21
Spain SOU 2008:13
The total installed capacity in renewable electricity production excluding large hydropower stations (installed capacity larger than 10 MW) was 13,959 MW by the end of year 2006. Figure 1-2 shows the share of the different renewables technologies to the total installed capacity in renewable electricity production. Wind power is the renewable source that has experienced the largest development in Spain. During the last seven years the installed wind power capacity has grown from 1,585 MW year 1999 to 11,615 MW by the end of year 2006
TPF
3
FPT
. Wind power production during year 2006 was 23,372 GWh, i.e., approximately 8.5% of the total electricity demand in Spain.
Figure 1-2 Renewable energy breakdown by 31/12/2006
Source: CNE & AEE
Therefore, even though the aim of this chapter is to give an insight on the Spanish renewable sector as a whole, it focuses on the wind power sector. During the last two years it has been an important increase of solar photovoltaic producers and the total installed capa-
TP
2
PT
http://www.etso-net.org/NTC_Info/library/e_default.asp
TP
3
PT
Source: See footnote 1.
22
Spain
city of this technology was by the end of year 2006 equal to 118 MW
TPF
4
FPT
.
Even though the installed capacity of solar photovoltaic installations is not comparable with the installed wind power capacity it might be interesting to get an idea of what is behind the development of solar photovoltaic.
1.1.1 Overview of the Transmission System
The typical voltage levels for the transmission grids in Spain are 400 kV and 220 kV. The international connections are also considered as a part of the transmission system. Red Eléctrica de España, REE, is the Transmission System Operator (TSO) and owns about 99.8% of the 400 kV power lines and 98.5% of the 220 kV power lines
TPF
5
FPT
.
Figure 1-3 The Spanish Electricity Transmission Network
Source: REE
TP
4
PT
Source: Trends in photovoltaic applications. Survey report of selected IEA countries be-
tween 1992 and 2006 http://www.iea-pvps.org/products/download/rep1_16.pdf, page 5.
TP
5
PT
CNE, Información básica de los sistemas energéticos 2006, Electricidad.
23
Spain SOU 2008:13
1.1.2 Overview of the Distribution System
The typical voltage levels for the distribution grids in Spain are 132 kV (very high voltage), 66 kV, 45 kV, 30 kV (high voltage), 20 kV, 15 kV, 13.2 kV, 11 kV (medium voltage) and 380 V (400 V in the latest regulation, RD 842/2002, low voltage).
In Spain the main distribution companies are Iberdrola, Endesa, Unión Fenosa, Hidrocantábrico, and Viesgo with a market share of 40%, 39%, 15%, 2.5%, and 2.5% each, which represent 99% of the total distribution activity. During the last years the number of distribution companies has increased considerably even if they have a negligible market share.
1.1.3 Relevant Legislation for Renewable Electricity Production
Electricity producers in Spain are subjected to different legislation depending on the producing technology and energy source used. Producers are classified in two main groups; special regime and ordinary regime. Renewable energy sources are included in the special regime while the ordinary regime consists of conventional power plants such as nuclear power stations and is therefore left out of this study.
The special regime has been regulated by different royal decrees named in the following. Royal Decrees in Spain are legal orders proposed by the government, instead of being proposed by the parliament as in the case of laws, and have a lower range than laws. Royal decrees are named with a number followed by the year they are published.
Royal decrees regulating the special regime are Royal Decree (RD) 2366/1994 which was modified by the RD 2818/1998 in order to adapt the legislation to the Law of the electricity sector 54/1997. The RD 2818/1998 was modified by the RD 436/2004 and recently, May 2007, by the RD 661/2007. Aspects related to the connection of the production installations are regulated in the RD 1955/2000 partially modified by the RD 661/2007, by its annex XI regarding connection and by its “disposición final segunda” regarding deposits for licensing. There is specific legislation, RD 1663/2000, for the connection to the low voltage grid of solar photovoltaic installations with an installed capacity lower than 100 kVA.
24
Spain
There have been some changes in the different royal decrees regarding the groups in which producers in the special regime are divided. The RD 436/2004 established for the first time a division of the solar category into solar photovoltaic and thermal solar and of the wind category into on-shore and off-shore. The RD 661/2007 reduces the number of groups of the special regime from four to three. The three groups are: electricity producers using cogeneration (CHP), renewable energy sources, and waste.
The group with producers using renewable energy sources is called group b and is divided into 8 subgroups
TPF
6
FPT
as follows:
• b.1: solar energy
• b.2: wind energy
• b.3: waves, geothermic, tides
• b.4: and b.5: hydropower
• b.6, b.7, and b.8: biomass and biogas
Installations with an installed capacity larger than 50 MW are not included in the special regime. However, when these installations use renewable energies, except for hydro power, they receive a premium equal to the premium obtained by a similar installation with a capacity below 50 MW multiplied with a factor. That factor decreases linearly with the installed capacity from 0.8 for 50 MW to 0.2 when the installed capacity is larger than 100 MW, see Figure 1-4. Due to this limitation there are no installations using renewable energies with installed capacity larger than 50 MW.
TP
6
PT
For more details on which energy sources that are included in each subgroup see RD
661/2007, article 2.
25
Spain SOU 2008:13
Figure 1-4 Factor for installations using renewable energies with an installed capacity larger than 50 MW.
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9
50 60 70 80 90
10
0
11
0
12
0
MW
Fa ct or
Currently, most of the producers included in the special regime are regulated by the RD 436/2004 even though there are still some producers regulated by the RD 2818/1998. There are transitory periods established in every Royal Decree in order to switch to a new regulatory frame established by a new Royal Decree. In some cases it is possible for producers to stay in the former legislation and in others there is no transitory period as for example for solar photovoltaic producers that automatically have switched into the new RD 661/2007 by June, 2007.
1.1.4 Regulatory Framework for Network Companies
The income of the distribution activity is established ex-ante in the legislation every year
TPF
7
FPT
in order to avoid eventual abuse of monopo-
listic positions. The total income for the distribution activity is based on the previous year income modified by the national average demand increase, the price index, and a certain efficiency factor. Year 2007 a total income of 4,000 M€ was recognized to the distribution activity. To establish the income of each distribution company certain pre-defined shares are used. These shares do not take into account specific demand increase for each distribution company
TP
7
PT
The income for the different distribution companies for year 2007 was established in the
RD 1634/2006 (annex VII).
26
Spain
which means that companies with large demand increase (as for example Iberdrola in the Levante region) get the same incentives to make investment as companies with a stable demand. Not all investment costs are included when calculating the income for each distribution company, it is only those investment costs dedicated to the expansion of the grid to cover the natural increase in demand that are included.
A new model for payment of the distribution activity has been defined in a proposal of Royal Decree made by the Ministry of Industry, Tourism and Trade. One of the major changes to be introduced by the new model is that different rates of the demand growth will be used for different regions. According to the current legislation if the demand growth for the whole country was for instance 4%, then that value was applied to all distribution companies even if there were areas were the demand growth was higher. Reference grids will be used to compare different distribution companies according to the new model which will probably be applied from year 2008.
The costs recognized to the distribution companies are collected by the distribution companies and retailers by means of tariffs and access fees paid by the consumers. Those tariffs and access fees are sent to the regulatory body, Comisión Nacional de la Energía, CNE, who splits them into the different costs associated to the electricity system of which one is the distribution cost. The distribution costs represented year 2005 approximately 74% of the regulated costs. Other regulated costs are for example transmission costs and pemanent costs defined as costs associated to the market operator (OMEL), the transmission system operator (REE) and the regulatory body (CNE) among others.
Besides the state regulation there is a different legislation for each region which can establish different requirements for example regarding quality of supply. This might create economical imbalance since the payment to the distribution companies is determined by the central government and not by the regional authorities.
1.1.5 Development of the Wind Power Sector in Spain
It is important to point out that the development of the wind power sector in Spain has taken place in a very different way than in other countries with large installed wind power capacity such as
27
Spain SOU 2008:13
Germany and Denmark. In Spain the population density in large areas with good wind resource is much lower than in Germany and Denmark. This has made it possible to build larger wind farms in Spain than in Germany and Denmark. In Germany and Denmark it has been smaller investors who have carried out this development, while in Spain the development has taken place through much larger investors such as electricity and construction companies. In Spain, approximately 60% of the wind power capacity is property of electric power companies. The fact that approximately 40% of the owners are not electrical companies might be a risk since the sector is getting more and more technical with requisites on production management and forecasting for example, therefore the non-electrical companies might sell their installations. Important owners are already (2007) selling their installations and there is taking place a concentration of the sector.
The regulatory measures behind the great development of the wind power sector in Spain during the last seven years, see Figure 1-5, are
TPF
8
FPT
the payment scheme with feed-in tariffs and the law of the electricity sector 54/1997. The European Commission has published several reports in which it is recognized that the payment scheme of feedin tariffs is effective in terms of installed capacity
TPF
9
FPT
. The Law of the electricity sector from 1997 established that in order to cover at least 12% of the primary energy demand with renewable energy sources by 2010 (equivalent to 29% of the electricity demand) a plan had to be elaborated. That Plan had to include political objectives for the different renewable energy sources and related techniques. These political objectives had to be taken into account when calculating the feed-in tariff and premium. The objective of 12% of the primary energy demand took into account the proposed recommendation included in the White Paper on Renewable Energies of the European Union.
TP
8
PT
According to several interviewed agents of wind power sector in Spain.
TP
9
PT
The support of electricity from renewable energy sources, Communication from the
European Commission, COM (2005) 627 –final, Section 2.3. http://ec.europa.eu/energy/res/biomass_action_plan/doc/2005_12_07_comm_biomass_elec tricity_en.pdf
28
Spain
Figure 1-5 Development of the installed wind power capacity (MW) in Spain 2000–2006.
Source: AEE
The plan for renewable energies, “Plan de Fomento de las Energías Renovables”
TPF
10
FPT
(PFER), was published in December 1999 by the
Institute for Energy Diversification and Saving, IDAE. This plan identified a technical potential for wind power in Spain in the range of 7,500–15,000 MW. The plan proposed an increase of 8,140 MW (compare with the capacity installed of 834 MW year 1998) and a wind power production of 19,536 GWh/year to year 2010. The target for the year 2006 was 5,550 MW installed wind power capacity. However, by the end of year 2005 there were 10,028 MW installed wind power capacity, which means double as much as the target of the PFER for 2006.
The PFER was updated with the Plan de Energías Renovables, PER, approved in the year 2005. The PER
TPF
11
FPT
defines the political
targets for the period 2005–2011. The political target for wind power established by the PER is 20,155 MW installed capacity by 2010.
During the years 1993–1994 the cost of capital (interest rate) was very high, about 16–17%, some years later this cost decreased and it happened at the same time as a stable regulatory frame was developed which resulted in a great development of the wind power sector. The feed-in tariffs and premiums have been modified every fourth or fifth year. However, there have not been drastic changes since
TP
10
PT
www.idae.es
TP
11
PT
Plan de Energías Renovables en España 2005-2010, IDAE. http://www.mityc.es/NR/ rdonlyres/C1594B7B-DED3-4105-96BC-9704420F5E9F/0/ResumenPlanEnergiasRenov.pdf
29
Spain SOU 2008:13
all political parties have supported the development of renewable energies. The political stability has played a crucial role for the development of the wind power sector in Spain.
In Spain the development of the wind power sector goes in the direction of larger wind farms connected directly to the transmission grid. There are two reasons behind this development. The first reason is the technical development and the second reason is the available capacity in the transmission grid to transport the produced electric power from the connection points. The first wind farms from the year 1997 and 1998 were composed of wind turbines with a capacity of 600 kW connected to the distribution grid. Nowadays, the turbines have an installed capacity of around 2 MW which means that it is possible to connect significantly larger capacity in the same location. By connecting larger capacity, more electric power is expected to be produced and therefore a larger income is expected. This means that larger investments to connect the wind farm to the transmission grid can be made. However, since there is a limitation of 50 MW to get the highest payment (see Section 1.1.3), larger installations are divided into several 50 MW installations.
One reason for investing in larger wind farms is to take advantage of scale economies regarding for example the licensing procedure, since the number of licenses required are almost the same independently of the capacity to be installed.
The first wind farms were located at the mountain peaks but the technical improvements led to an increase of the efficiency of the wind turbines that made it possible to also build wind farms in other locations with less wind resource.
In Spain wind power developers have tried to utilize those locations with best wind resource such as mountain chains in the North, Aragón and basins of the Ebro River concentrating the greatest number of wind farms in those areas.
Year 2001 there were about 3,200 MW installed wind power capacity and the proportion of wind farms connected to the transmission and the distribution grid was very different compared to the situation in March 2007. By year 2001, only 10%
TPF
12
FPT
of all wind farms were
connected to the transmission grid while by March 2007, according to Figure 1-6, 58.68% of all wind farms were connected to the transmission grid. Most of the wind farms connected to the distribution grid are connected to the 132 kV level, see Figure 1-6.
TP
12
PT
Personal communication with REE
30
Spain
Figure 1-6 Voltage levels at which the wind farms in Spain are connected by March 2007.
4.005,9
1.088,9
0,0 17,5
2.947,3
322,6
25,5
3.440,8
400 kV 220 kV 132/110 kV 66 kV 45 kV 30 kV 20 kV Desconocido
Potencia eólica puesta en servicio (MW) en el SEPE, según el nivel de tensión (kV) de conexión
6.953,3 4.895,2
58,68% 41,32%
MW %
RdT RdD
Conexión a:
Source: REE, March 2007
The different regions have developed different policies regarding the development of the wind power sector. The region of Galicia has the largest amount of wind power capacity installed followed by Castilla León and Aragón while Andalucía, Cataluña, and Extremadura remain last in this development. There are regions where the environmental issues have stopped the development of the wind power sector like for example Cataluña. There have been different ways of allocating the connection capacity in the different regions to the different project developers such as tender procedure.
Most of the regions in Spain compete to develop wind projects before the national target of 20,155 MW installed capacity is reached.
The wind power sector has created approximately 35,000
TPF
13
FPT
job
opportunities in Spain. The regions have different requisites relating the creation of employment for giving the administrative licenses, i.e. the licenses for constructing, modifying, or closing wind farms. Wind power production gives increased incomes to the municipality where the installations are located since they have to pay a tax on economical activities of about 1% of the income of the installation.
TP
13
PT
Eólica 2007, page 87. Asociación empresarial eólica, http://www.aeeolica.org
31
Spain SOU 2008:13
This might play a role in increasing the local acceptance of wind power.
1.1.6 Possible Barriers for the Future Development of the Wind Power Sector in Spain
According to the interviewed agents of the wind power sector in Spain the target of 20,155 MW installed wind power capacity is most likely to be fulfilled. However, it is more uncertain whether this capacity is going to be build by 2010 as stated in the political target in the PER. The reason behind a possible delay is not the lack of investment but the possible lack of transport capacity in the grid to transport the produced electric power. The construction of the required infrastructure takes long time to complete.
The bottleneck in the development of wind power projects have changed according to a project developer in Spain. In the earlier stage, the bottleneck was the administrative licensing issue while nowadays the bottleneck is the connection issue. In the PFER it was already established a target for wind power of approximately 10,000 MW to year 2010. Some of the reinforcement works in the transmission system, necessary to transport the electricity produced by those 10,000 MW, have been delayed. This means that even if there are investors, some projects cannot be materialized as consequence of the lack of capacity in the grid.
In the region of Castilla León, for example, there are project developers that have started to build wind farms but these will not be able to start producing electric power until the infrastructure between Castilla León and Madrid has been built.
1.2 Payment Scheme for Renewable Electricity Production
After the Royal Decree 2818/1998 was approved electricity producers based on renewable energy sources with a capacity below 50 MW have the possibility to choose between two different payment options since. These options are:
• Fixed regulated feed-in tariff
• Market option (combination of the electricity market price together with a fixed premium).
32
Spain
However, solar producers have only the possibility to receive feedin tariffs. Producers in the special regime can freely choose payment option but the decision taken is for at least one year.
Up to year 2004, the number of wind power producers choosing the market option was very small
TPF
14
FPT
. However, the publication of the RD 436/2004 including an incentive for the market option and rising electricity prices led to a huge increase of wind power producers choosing the market option. The high electricity prices resulted in much higher payments than expected for the producers who had chosen the market option. This has led to one of the major changes introduced by the new legislation adopted in June 2007, RD 661/2007, namely the establishment of price caps and price floors for the payment to the producers included in the special regime choosing the market option. Those caps and floors secure a minimum income necessary to recover investment costs and limit the premium to zero when electricity prices exceed the cap value. In order to illustrate how the market option is constructed let us look at an example of an on-shore wind power producer choosing the market option. Lets assume a market price of 3 c€/kWh, then the sum of the market price and the premium (see Table 1-1) is 3+2.93=5.93 c€/kWh. Since 5.93 is lower than the price floor for wind power which is 7.13, then the wind power producer receives the floor value. If we now assume a market price of 4.5 c€/kWh, then the wind producer receives the sum of the market price and the premium, i.e. 4.5+2.93=7.43 c€/kWh. If a market price of 6 c€/kWh is assumed, then the wind power producer receives the cap value of 8.49 c€/kWh since the sum of the market price and the premium (6+2.93=8.93) is larger than the price cap. Note that in this case the premiums received by the wind producer decreases. If the market price is larger than the cap value, i.e., 8.49 c€/kWh, then the wind power producer does not receive any premium but only the market price. The retroactivity of the tariffs and premiums has been a very controversial issue. The new Royal Decree 661/2007 defines a transitory period until year 2012 after which installations have to go over to the new payment scheme established in the new legislation. Electricity production from solar photovoltaic producers is growing rapidly in Spain since year 2005. As mentioned earlier, solar photovoltaic producers have only the possibility to receive feed-in
TP
14
PT
Eólica 2007, Asociación Empresarial Eólica, Page 82.
33
Spain SOU 2008:13
tariff. There are three different feed-in tariffs for solar photovoltaic producers depending on the installed capacity as shown in Table 1-
1. Unlike in Germany and Portugal there are no different feed-in tariffs depending on whether the solar panels are located on a building or directly on the ground. The highest tariffs are paid to those installations which has an installed capacity under 100 kW. Therefore larger installations are divided in installations under 100 kW each having its own transformer. This makes the limit of 100 kW meaningless. There is a direct connection between the political targets for each technology and the payment schemes defined in the new Law, RD 661/2007. This Law establishes that when 85% of the political target is reached, then the Secretary General of Energy will establish a period within which registered installations will have the right to receive the feed-in tariff or premium defined for that technology. The period will be of at least one year. Installations registered after the period defined by the Secretary General of Energy will receive, in case of choosing the feed-in tariff option, the final hourly market price
TPF
15
FPT
or, in case of choosing the market option, the market price
and complements of the corresponding markets where the producer participates. Despite that, these installations will be taken into account when defining the capacity targets for the Renewable Energy Plan for 2011–2020.
In the following, Table 1-1 shows the payment scheme for renewable electricity producers defined by the latest legislation published on May 2007.
TP
15
PT
In the final hourly market price it is included the market price (pool price) together with the prices of all other markets, intra-daily adjustment markets, balancing markets and capacity payment. In July 2007 the final hourly price was 4.498 c€/kWh of which 88% was the pool price, 4 % the intra-daily market prices and balancing markets and 8% capacity payment. See http://www.omel.es/es/pdfs/INFORME_MENSUAL_JUL_2007.pdf
34
Spain
Table 1-1 Payment scheme for renewable electricity production according to RD 661/2007. This payment scheme does not apply for installations registered after the period defined by the General Secretary of Energy after 85% of the political target is reached. Political targets are given for each technology in brackets.
Group Subgroup Capacity Period Feed-in
Tariff c€/kWh
Premium
c€/kWh
Cap c€/kWh
Floor
c€/kWh
First 25 years 44.0381 ---- ---- ----
P≤ 100 kW
Thereafter 35.2305 ---- ---- ----
First 25 years 41.7500 ---- ---- ----
100 kW<P≤ 10 MW
Thereafter 33.4000 ---- ---- ----
First 25 years 22.9764 ---- ---- ----
Photovoltaic (371 MW)
10<P≤ 50 MW
Thereafter 18.3811 ---- ---- ----
First 25 years 26.9375 25.4000 34.3976 25.4038
b.1 Solar (871 MW)
Thermal (500 MW)
Thereafter 21.5498 20.3200
First 20 years
7.3228 2.9291 8.4944 7.1275
On-shore
Thereafter 6.1200 0.0000 ---- ----
b.2 Wind (20155 MW)
Off-shore
---- ≤ 8.43 16.40 ----
First 20 years
6.8900 3.8444 ---- ----
b.3 Waves, tides
Thereafter 6.5100 3.0600
First 25 years
7.8000 2.5044 8.5200 6.5200
b.4 Hydro power P≤ 10 MW (2400 MW)
Thereafter 7.0200 1.3444
First 25 years
=6.60+1.2* ((50-P)/40)
2.1044 8.0000 6.1200
b.5 Hydro power10<P≤ 50 MW
Thereafter =5.94+1.0
80*((50-
P)/40)
1.3444 ---- ----
First 15 years 15.8890 11.5294 16.6300 15.4100
P≤ 2 MW
Thereafter 11.7931 0.0000
First 15 years 14.6590 10.0964 15.0900 14.2700
b.6 Biomass
b.6.1 energy crops
P>2 MW
Thereafter 12.3470 0.0000
First 15 years 12.5710 8.2114 13.3100 12.0900
P≤ 2 MW
Thereafter 8.4752 0.0000
First 15 years 10.7540 6.1914 11.1900 10.3790
b.6.2
biomass from residues in the agricultural sector and gardening
P>2 MW
Thereafter 8.0660 0.0000
35
Spain SOU 2008:13
First 15 years 12.5710 8.2114 13.3100 12.0900
P≤ 2 MW
Thereafter 8.4752 0.0000
First 15 years 11.8294 7.2674 12.2600 11.4400
b.6.3
biomass from residues in forestry sites
P>2 MW
Thereafter 8.0660 0.0000
First 15 years
7.9920 3.7784 8.9600 7.4400
b.7.1 biogas from landfills
Thereafter 6.5100 0.0000
First 15 years 13.0690 9.7696 15.3300 12.3500
P≤ 500 kW
Thereafter 6.5100 0.0000
First 15 years
9.6800 5.7774 11.0300 9.5500
b.7.2 biogas generated in digesters
P>500 kW
Thereafter 6.5100 0.0000
First 15 years
5.3600 3.0844 8.3300 5.1000
b.7 Biogas
b.7.3 animal dung or liquid biofuels
Thereafter 5.3600 0.0000
First 15 years 12.5710 8.2114 13.3100 12.0900
P≤ 2 MW
Thereafter 8.4752 0.0000
First 15 years 10.5740 6.1914 11.1900 10.3790
b.8.1 biomass from industrial installations in the agricultural sector
P>2 MW
Thereafter 8.0660 0.0000
First 15 years
9.2800 4.9214 10.0200 8.7900
P≤ 2 MW
Thereafter 6.5100 0.0000
First 15 years
6.5080 1.9454 6.9400 6.1200
b.8.2 biomass from industrial installations in the forestry sector
P>2 MW
Thereafter 6.5080 0.0000
First 15 years
9.2800 5.1696 10.0200 8.7900
P≤ 2 MW
Thereafter 6.5100 0.0000
First 15 years
8.0000 3.2199 9.0000 7.5000
b.8 Biomass from the industrial sector
b.8.3 black liquor from paper industry
P>2 MW
Thereafter 6.5080 0.0000
The values of the feed-in tariffs, premiums, incentives, caps and floors to be paid to power producers included in the special regime will be actualized annually with the consumer price index, IPC, minus 25 units up to December 2012 and minus 50 units thereafter.
Renewable energy producers receive an incentive for consuming reactive power during low demand periods in which the circulation of reactive power, and therefore the losses in the lines, increases. At the same time they have to pay a penalization if they consume reactive power during peak load hours. The incentive or penalization is calculated as a percentage of a reference value that is updated
36
Spain
every year. The RD 661/2007 (article 29) established a reference value of 7.8441 c€/kWh and a percentage (annex V) that goes from -4% (penalization) to +8% (incentive).
Producers using renewable energy sources without storage capabilities such as wind power or solar will no longer receive capacity payment according to the RD 661/2007. Year 2006, the average capacity payment for wind power producers, amounted to 4.81 c€/kWh. Other producers included in the special regime can receive capacity payment but only when choosing the market option.
Below, Table 1-2 shows the payment scheme defined by the RD 436/2004. As mentioned in Section 1.1.3, currently, most of the producers included in the special regime are regulated by the RD 436/2004. However, no later than year 2012 they have to change to the payment scheme defined by the new RD 661/2007, shown in Table 1-1.
37
Spain SOU 2008:13
Table 1-2 Payment scheme for renewable electricity production according to RD 436/2004. The reference tariff, TRF, for year 2004 was
TPF
16
FPT
7.2072 c
€/kWh, for year 2005 it was
TPF
17
FPT
7.3300 c
€/kWh, and for
year 2006 it was equal
TPF
18
FPT
to 7.6588 c
€/kWh.
Group Subgroup Capacity Period Feed-in Tariff
c€/kWh
Premium
c€/kWh
(for all groups in this table except solar and b.8, the
formula is 0.40*TRF)
Market-
incentive
(for all groups
0.10* TRF)
First 25 years
5.75*TRF=
41.4414[2004] 42.1475[2005] 44.0381[2006]
---- ----
P≤100 kW
Thereafter
4.60*TRF=
33.1531[2004] 33.7180[2005] 35.2305[2006]
---- ----
First 25 years
3.00*TRF=
21.6216[2004] 21.9900[2005] 22.9764[2006]
2.50*TRF=
18.0180[2004] 18.3250[2005] 19.1470[2006]
0.7207 [2004] 0.7330 [2005] 0.7659 [2006]
Photovoltaic (150 MW)
P>100 kW
Thereafter 2.40*TRF=
17.2973[2004] 17.5920[2005] 18.3811[2006]
2.00*TRF=
14.4144[2004] 14.6600[2005] 15.3176[2006]
0.7207 [2004] 0.7330 [2005] 0.7659 [2006]
First 25 years
3.00*TRF=
21.6216[2004] 21.9900[2005] 22.9764[2006]
2.50*TRF=
18.0180[2004] 18.3250[2005] 19.1470 2006]
0.7207 [2004] 0.7330 [2005] 0.7659 [2006]
Solar (350 MW)
Thermal (200 MW)
Thereafter 2.40*TRF=
17.2973[2004] 17.5920[2005] 18.3811[2006]
2.00*TRF=
14.4144[2004] 14.6600[2005] 15.3176[2006]
0.7207 [2004] 0.7330 [2005] 0.7659 [2006]
First 15 years
0.90*TRF= 6.4865[2004] 6.5970[2005] 6.8929[2006]
2.8829 [2004] 2.9320 [2005] 3.0635 [2006]
0.7207 [2004] 0.7330 [2005] 0.7659 [2006]
Wind (13000 MW)
On-shore P≤5 MW
Thereafter 0.80*TRF=
5.7657[2004] 5.8640[2005] 6.1270[2006]
2.8829 [2004] 2.9320 [2005] 3.0635 [2006]
0.7207 [2004] 0.7330 [2005] 0.7659 [2006]
TP
16
PT
RD 436/2004, disposicion adicional sexta.
TP
17
PT
RD 2392/2004, article 2.
TP
18
PT
1556/2005, article 2.
38
Spain
First 5 years 0.90*TRF= 6.4865[2004] 6.5970[2005] 6.8929[2006]
2.8829 [2004] 2.9320 [2005] 3.0635 [2006]
0.7207 [2004] 0.7330 [2005] 0.7659 [2006]
From 5 to 15 years
0.85*TRF= 6.1261[2004] 6.2305[2005] 6.5100[2006]
2.8829 [2004] 2.9320 [2005] 3.0635 [2006]
0.7207 [2004] 0.7330 [2005] 0.7659 [2006]
P>5 MW
Thereafter 0.80*TRF=
5.7657[2004] 5.8640[2005] 6.1270[2006]
2.8829 [2004] 2.9320 [2005] 3.0635 [2006]
0.7207 [2004] 0.7330 [2005] 0.7659 [2006]
First 15 years
0.90*TRF= 6.4865[2004] 6.5970[2005] 6.8929[2006]
2.8829 [2004] 2.9320 [2005] 3.0635 [2006]
0.7207 [2004] 0.7330 [2005] 0.7659 [2006]
P≤5 MW
Thereafter 0.80*TRF=
5.7657[2004] 5.8640[2005] 6.1270[2006]
2.8829 [2004] 2.9320 [2005] 3.0635 [2006]
0.7207 [2004] 0.7330 [2005] 0.7659 [2006]
First 5 years 0.90*TRF= 6.4865[2004] 6.5970[2005] 6.8929[2006]
2.8829 [2004] 2.9320 [2005] 3.0635 [2006]
0.7207 [2004] 0.7330 [2005] 0.7659 [2006]
From 5 to 15 years
0.85*TRF= 6.1261[2004] 6.2305[2005] 6.5100[2006]
2.8829 [2004] 2.9320 [2005] 3.0635 [2006]
0.7207 [2004] 0.7330 [2005] 0.7659 [2006]
Off-shore
P>5 MW
Thereafter 0.80*TRF=
5.7657[2004] 5.8640[2005] 6.1270[2006]
2.8829 [2004] 2.9320 [2005] 3.0635 [2006]
0.7207 [2004] 0.7330 [2005] 0.7659 [2006]
First 20 years
0.90*TRF= 6.4865[2004] 6.5970[2005] 6.8929[2006]
2.8829 [2004] 2.9320 [2005] 3.0635 [2006]
0.7207 [2004] 0.7330 [2005] 0.7659 [2006]
Waves, tides
Thereafter
0.80*TRF= 5.7657[2004] 5.8640[2005] 6.1270[2006]
2.8829 [2004] 2.9320 [2005] 3.0635 [2006]
0.7207 [2004] 0.7330 [2005] 0.7659 [2006]
39
Spain SOU 2008:13
First
25 years
0.90* TRF
6.4865[2004] 6.5970[2005] 6.8929[2006]
2.8829 [2004] 2.9320 [2005] 3.0635 [2006]
0.7207 [2004] 0.7330 [2005] 0.7659 [2006]
Hydro power P≤10 MW (2400 MW)
Thereafter 0.80*TRF=
5.7657[2004] 5.8640[2005] 6.1270[2006]
2.8829 [2004] 2.9320 [2005] 3.0635 [2006]
0.7207 [2004] 0.7330 [2005] 0.7659 [2006]
First 25 years
0.90*TRF= 6.4865[2004] 6.5970[2005] 6.8929[2006]
2.8829 [2004] 2.9320 [2005] 3.0635 [2006]
0.7207 [2004] 0.7330 [2005] 0.7659 [2006]
10<P≤25 MW
Thereafter 0.80* TRF
5.7657[2004] 5.8640[2005] 6.1270[2006]
2.8829 [2004] 2.9320 [2005] 3.0635 [2006]
0.7207 [2004] 0.7330 [2005] 0.7659 [2006]
First 15 years
0.90*TRF= 6.4865[2004] 6.5970[2005] 6.8929[2006]
2.8829 [2004] 2.9320 [2005] 3.0635 [2006]
0.7207 [2004] 0.7330 [2005] 0.7659 [2006]
Hydro power 10<P≤50 MW
25<P≤50 MW
Thereafter 0.80*TRF=
5.7657[2004] 5.8640[2005] 6.1270[2006]
2.8829 [2004] 2.9320 [2005] 3.0635 [2006]
0.7207 [2004] 0.7330 [2005] 0.7659 [2006]
First 20 years
0.90*TRF= 6.4865[2004] 6.5970[2005] 6.8929[2006]
2.8829 [2004] 2.9320 [2005] 3.0635 [2006]
0.7207 [2004] 0.7330 [2005] 0.7659 [2006]
b.6 energy crops, biomass from residues in the agricultural sector, gardening, and forestry sites
Thereafter 0.80*TRF=
5.7657[2004] 5.8640[2005] 6.1270[2006]
2.8829 [2004] 2.9320 [2005] 3.0635 [2006]
0.7207 [2004] 0.7330 [2005] 0.7659 [2006]
First 20 years
0.90*TRF= 6.4865[2004] 6.5970[2005] 6.8929[2006]
2.8829 [2004] 2.9320 [2005] 3.0635 [2006]
0.7207 [2004] 0.7330 [2005] 0.7659 [2006]
b.7 biomass from animal dung, biofuels and biogas
Thereafter 0.80*TRF=
5.7657[2004] 5.8640[2005] 6.1270[2006]
2.8829 [2004] 2.9320 [2005] 3.0635 [2006]
0.7207 [2004] 0.7330 [2005] 0.7659 [2006]
Biomass (3200 MW)
b.8 biomass from industrial installations in the agricultural and forestry sector
0.80*TRF= 5.7657[2004] 5.8640[2005] 6.1270[2006]
0.3*TRF=
2.1622 [2004]
2.1990[2005]
2.2976 [2006]
0.7207 [2004] 0.7330 [2005] 0.7659 [2006]
40
Spain
Besides the feed-in tariffs, premiums and market incentives in Table 1-2, the RD 436/2004 establishes incentives/penalties for reactive power (annex 5) from 8% incentive to -4% penalty, incentives for fault-ride-through of 5% of the reference tariff (TRF) and capacity payment. The capacity payment applies only to those producers choosing the market option and year 2006 it amounted to 4.81 c€/kWh.
Below, Table 1-3 shows the payment scheme defined by the RD 2818/1998. There are currently very few producers regulated by the RD 2818/1998.
Table 1-3 Payment scheme for renewable electricity production according to RD 2818/1998.
Group Capacity
Feed-in Tariff
c€/kWh
Premium
c€/kWh
Solar P≤5kW (up to 50 MW) 39.6668
36.0607
P>5kW 21.6364 18.0303
Wind 6.6231 3.1613
Waves, tides
6.7313
3.2755
Hydro power P≤10 MW
6.7313
3.2755
Hydro power
10<P≤50 MW
=3.2755*
((50-P)/40)
Primary* Biomass
6.5090
3.0471
Secondary** Biomass
6.2866
2.8248
*All vegetables with a growing period no longer than one year. Those can be used directly or after a transformation procedure. **Residues of the transformation of primary biomass such as biogas and biofuels.
Besides the feed-in tariffs or premiums specified in Table 1-3 producers regulated by the RD 2818/1998 receive/pay an incentive/penalty for reactive power (article 26). When the power factor is larger than 0.9 then the producer receives a complement and when it is lower than 0.9 the producer pays a penalty. The amount of the complement/penalty is established in the Royal Decree for tariffs each year.
The feed-in tariffs and premiums defined in the RD 2818/1998 are updated yearly with the variation of the average wholesale electricity price.
41
Spain SOU 2008:13
1.2.1 Development of payment schemes
By comparing the payment schemes in the last three royal decrees on the special regime the following conclusions can be drawn:
• Solar photovoltaic power production has experienced a great increase regarding payment. Installations with a capacity below 5 kW have almost the same payment as 10 years ago but large installations have got a much higher payment according to the new legislation. A solar photovoltaic installation with an installed capacity of 150 kW received according to the RD 2818/1998 a payment of 21.6 c€/kWh and according to the new royal decree, RD 661/2007 a payment of 41.8 c€/kWh is received.
• Wind power producers choosing the feed-in tariff option receive slightly higher payment than 10 years ago but since 2004 the number of wind power producers choosing the market option has increased tremendously and during 2005 and 2006 they have received very high payments. However, the payment has been limited by the new legislation published on 2007 by a price cap of 8.5 c€/kWh which is 30% higher than the feed-in tariff wind power producers received 10 years ago.
• Electricity production from energy crops and biogas receive much higher payment according to the new legislation. An installation using energy crops with an installed capacity of 1.5 MW earlier received according to the RD 2818/1998 a payment of 6.5 c€/kWh and according to the new legislation, RD 661/2007 will receive a payment of 15.9 c€/kWh.
1.2.2 Agents Opinions on different Payment Schemes for Renewable Electricity Production
According to several interviewed agents in the Spanish wind power sector, payment schemes based on market mechanisms such as green certificates, need price setting mechanisms capable of reflecting real investment costs in order to work as effective payment schemes. This is only possible in a wide and deep market where the participating agents have equal access to the price relevant information. The wind power sector is still emerging and, according to the interviewed, is still not prepared for a payment scheme based only on market mechanisms. However, this kind of market-based payment schemes
42
Spain
can be adequate when the sector is more established. There is a risk with those market-based systems to end up paying more for the capacity than what it had been paid with a feed-in tariff system. An example mentioned by some of the interviewed agents in Spain is what has happened in the UK and Italy where the certificates have reached prices of 140–180 €/MWh, which is much higher than the feed-in tariff paid to renewable producers in Germany and Spain of 80–85 €/MWh.
1.3 Application Procedure for Access and Connection to the Grid
The application procedure for the connection to the grid is defined in the Royal Decree 1955/2000 in its Title IV. There are two different procedures depending on whether the production installation is to be connected to the transmission system or to the distribution system. The procedures are outlined below.
Procedure for connection to the transmission system (RD 1955/2000 article 53 and 57)
1. The project developer sends the access application to the transmission system operator, TSO. The application has to include the information defined in the operating procedure 12.1 published by the TSO
TPF
19
FPT
.
2. The TSO sends a report with the eventual anomalies or mistakes to the project developer so that those are corrected. 3. The project developer corrects the anomalies or mistakes within a month from the reception of the report of the TSO. 4. After receiving the correct access application, the TSO has two months to communicate the project developer on the access license depending on whether there is available capacity for the connection or not. If the TSO does not inform the project developer on time, then the project developer can appeal to the regulatory body CNE. If the project developer does not agree with the proposed connection point by the TSO then he can appeal to the CNE who has a period of three months to decide on the conflict. The TSO´s report on available capacity has a validity of six months.
TP
19
PT
http://www.ree.es/cap03/pdf/po/PO_resol_11feb2005.pdf (only Spanish version available)
43
Spain SOU 2008:13
5. The project developer sends the basic project and the program of execution to the transmission company in order to get the connection license. 6. The transmission company has to send within a month a report to the TSO
TPF
20
FPT
regarding the fulfillment of the technical require-
ments as well as a copy of the basic project and the program of execution. 7. The TSO will write a report within a month. 8. The access and connection licenses can be processed at the same
time but to get the connection license the project developer has to have the access license.
Project developers of installations which are to be connected to the transmission grid have to hand in a deposit of 2% of the cost of the whole installation (for example 2% of the cost of the wind farm) to the Ministry, MITYC according to the Law RD 1454/2005 which added a new article to the RD 1955/2000 (article 59 bis). That is a requisite to initiate the procedure for access and connection to the grid. That deposit is given back to the project developer when he/she gets the administrative license for the installation or when, due to reasons beyond his responsibility, the administrative license cannot be obtained.
However, the new legislation, RD 661/2007, modifies the amount of the deposit defined by the former Law, RD 1454/2005, which for the transmission system becomes:
• 500 €/kW for solar photovoltaics
• 20 €/kW for all other producers included in the special regime.
Procedure for connection to the distribution system (RD 1955/2000 article 62, 63 and 66)
1. The project developer sends the access application to the operator of the distribution system, DSO, in the area. Each distribution company has an application model. 2. The DSO sends within 10 days a report with the eventual anomalies or mistakes to the promoter so that those are corrected. 3. The promoter corrects the anomalies or mistakes within 10 days from the reception of the report of the DSO.
TP
20
PT
As it was described in Section 1.1.1, Red Electrica de España, REE, is the Spanish TSO and the largest but not the only transmission company. Therefore, the transmission company and the TSO are referred to as two different entities even though in most of the cases they are the same entity, REE.
44
Spain
4. After receiving the correct access application, the DSO has 15 days to communicate the project developer on the access license depending on whether there is available capacity for the connection or not. The report of the DSO on available capacity has a validity of six months. If the DSO does not inform the project developer on time, then the project developer can appeal to the Regulatory Body CNE. The DSO has to inform the TSO about access applications for capacities larger than 10 MW (that is a change introduced by the RD 661/2007 in its annex XI. Earlier the limit was 50 MW or a capacity lower than 5% or 10% of the short-circuit capacity of the grid at the connection point for peak and low demand periods respectively). The TSO has to send a report on the capacity within two months. If the project developer does not agree with the proposed connection point by the DSO then he can appeal to the CNE who has a period of three months to decide on the conflict. 5. The project developer sends the basic project and the program of execution to the distribution company in order to get the connection license. 6. The distribution company, in case the connection can affect the transmission system as defined earlier in point 4, has to send within a month a report to the TSO regarding the fulfillment of the technical requirements as well as a copy of the basic project and the program of execution. 7. The TSO will write a report within a month. 8. The access and connection licenses can be processed at the same time but to get the connection license the project developer has to have the access license.
The environmental assessment of the projects is a part of the administrative licensing process and is a requirement to get the administrative license necessary to build the installations. The administrative license can be processed at the same time as the access and connection licenses. The environmental assessment process takes in practice about six or seven months according to one Spanish project developer.
The RD 661/2007 (disposicion final segunda) adds a new article to the RD 1955/2000, called article 66 bis. This new article defines a deposit to be paid by project developers of installations which are to be connected to the distribution grid. The amount of the deposit is:
45
Spain SOU 2008:13
• 500 €/kW for solar photovoltaics.
• 20 €/kW for all other producers included in the special regime.
It is important to note that solar photovoltaic installations located in residential, commercial, service or industrial premises do not have to hand in the deposit defined in the list above. The payment of the deposit is a requisite to initiate the application procedure of access and connection to the distribution grid. That deposit is given back to the developer when the developer gets the administrative license for the installation or when, due to reasons beyond its responsibility, that administrative license cannot be obtained. Installations which do not need any administrative license for being built will get back the deposit when the installation has been definitively included in the register for special regime.
1.3.1 Definition of the Capacity of a Production Installation
The Law for the special regime establishes a capacity limit of 50 MW to receive the highest payment, see Figure 1-4: Factor for installations using renewable energies with an installed capacity larger than 50 MW. In practice, installations larger than 50 MW are split into several installations each with installed capacity below 50 MW in order to receive the highest payment and make use of the locations with good wind resource. An example of this is the wind farms known as Maranchón I and IV with a capacity of 18 and 48 MW each. To the substations of these wind farms are also other wind farms connected with a total capacity of 130 MW
TPF
21
FPT
. Since the total capacity is 130 MW, it is also possible to access the transmission grid since it is necessary to have at least 100 MW to connect to the transmission grid (see Section 1.3.2 below). In that case the owners of the different installations make a joint application for the connection to the grid. Each installation gets paid independently. Another advantage is to be able to own the substation and have control over it. Different generating units are considered, according to the Law RD 2818/1998 (article 3), as one single installation when they inject their energy in the same transformer with a voltage output equal to the voltage of the grid to which they are connected. The capacity of
TP
21
PT
http://www.biomanantial.com/iberdrola-se-consolida-como-la-primera-empresa-eolicadel-mundo-a-398.html
46
Spain
the installation is the sum of the capacity of the individual generating units. This definition has remained unchanged in posterior legislation. If different generating installations use the same connection installations, then the definition described earlier in this paragraph will be understood relating to the transformer before the one that is used by the different installations. This means for instance that 30 wind turbines of 2 MW each will be considered as a 60 MW wind park if they use the same transformer to connect to the grid. If 15 turbines are connected to one transformer and the other 15 to another transformer, then there will be two installations of 30 MW each.
1.3.2 Permitting Entities
The operating procedure 13.1 published by the TSO
TPF
22
FPT
establishes
minimum capacity limits for the connection of a producing installation to the transmission grid. Those limits are 100 MW for the connection to the 220 kV grid and 250 MW for the connection to the 400 kV grid. These limits were applied even before this operating procedure was approved. The system operator REE has been flexible with the limit of 100 MW for the connection to the 220 kV grid. If for example a wind park with an installed capacity of 50 MW applied for connection to the 220 kV grid and had plans to later enlarge the capacity to 100 MW, then they have got access to the 220 kV grid.
It might sound confusing to combine the limit of 50 MW to get the payment for the special regime as the same time as the minimum capacity is 100 MW to connect to the transmission grid. In practice what is done is that several project developers make a joint application for connection to the transmission grid in order to reach the requisite on minimum capacity for the connection and at the same time receive the highest possible payment. To make the joint application the Law RD 661/2007 establishes the requirement of a node representative that is selected by the regional government or the competitive authority when several project developers ask on access to the transmission grid. It is usually the project developer that has been a longer time at the location or the one developing the largest installation that is selected by the authorities which communicate the decision to the system operator and the transmission company. This speeds up the licensing process.
TP
22
PT
http://www.ree.es/cap03/pdf/po/PO_resol_22Mar2005.pdf (only Spanish version available)
47
Spain SOU 2008:13
The administrative licenses, i.e., the licenses for construction, modifying or closing transmission installations are given by the Ministry. Those administrative licenses are public and are published in the State official bulletin, BOE. Administrative licenses for distribution installations are given by the regional authorities. The definition of what is included in the transmission installations and distribution installations can be found in article 5 of the RD 1955/2000. It is important to point out that according to that RD, producing installations, transformers to those installations, and connecting installations such as power lines are included in neither the transmission nor the distribution grid. However, it is quite common for producers which are about to connect to the distribution grid, to give the power line and the position at the substation to the grid company (see Section 1.5).
The administrative license for generating installations with either an installed capacity over 50 MW, located in more than one municipality, or in the sea is a responsibility of the Ministry of Industry, Tourism and Trade through its Dirección General de Energía, DGE. This is established in the Royal Decree 661/2007 article 4.
The administration wants that project developers process the administrative licenses for the wind farm and the connecting line together. It can be a single dossier or several depending on whether the line is to be used by a single producer or by several. According to a Spanish project developer the negotiation with the owners of the land necessary to build a wind farm is usually fast while negotiations with the owners of the land necessary to build a connecting line are more difficult. When no agreement can be reached with the land owners then it is possible to expropriate the land if the installations are declared by the administration as of public usefulness. The administrations use to require the project developers agreement with at least 50% of the involved owners in order to expropriate. Expropriation facilitates considerably the construction of lines since they can be built even if no agreement is reached with all the land owners.
48
Spain
1.4 Obligations of Grid Companies regarding Grid Access
1.4.1 Available capacity
Access and connection to the grid are regulated by the Royal Decree 1955/2000. According to its article 20 the only reason to deny access to the grid is the lack of capacity. The lack of capacity will be justified exclusively according to criteria of security, regularity and quality of the supply.
Moreover the general criteria of security, regularity and quality of the supply, there are also other specific criteria for the producers included in the special regime when deciding on access to the grid. These specific criteria, which are given below, were already defined in the RD 436/2004 and are stated again in the RD 661/2007 (annex 11) with some modifications:
1. The capacity of a generating installation or group of installations included in the special regime connected to one power line of the distribution grid cannot exceed 50% of the capacity of the power line at that point. 2. The capacity of a generating installation or group of installations included in the special regime connected to one substation or transformer cannot exceed 50% of the capacity of the transformers installed for that voltage level. 3. For producers without storage capabilities, such as wind power and solar photovoltaic producers, it is also established that the capacity of the producer or group of producers sharing connection point, will not exceed 1/20 of the grid short-circuit capacity at that point. In practice, the criteria above are only being restrictive in the connection to the distribution grid and are not actual in the connection to the transmission grid
TPF
23
FPT
. For the connection to the distribution grid, the limits expressed in criteria 1 and 2 are limiting the capacity to be connected in about 10% of the cases while the limit expressed in criteria 3 is limiting in approximately 90% of the cases when there is not available capacity in the distribution grid. There is still not much experience with the connection to the distribution grid of generating capacity. Therefore it might be wise to be conservative at the beginning and maybe in four or five years loosen those
TP
23
PT
Personal communication with the Spanish system operator, REE.
49
Spain SOU 2008:13
limits
TPF
24
FPT
. The limits above are considered quite conservative by the TSO. For example in Australia, for criterion 3, values of 1/5 instead of 1/20 are being used. The largest difference between the RD 436/2004 and the RD 661/2007 regarding limits in the capacity to be connected to the grid is that in the first one the limits apply for each individual production installation while in the second one the limits apply for each individual production installation as well as for the total of installations connected at the same point (power line or substation) to the grid. This means that the RD 661/2007 is more restrictive than the RD 436/2004. However, the criteria that the restriction applies not only for each individual production installation but also for groups of installations connected at the same point has been used even before the establishment of the RD 661/2007
TPF
25
FPT
.
The transmission system operator, REE, is allowing the installation of 25% larger capacity from producers based on renewable energy sources without storage capabilities than the grids capacity at the connection point. This is due to the fact that it is very unlikely that all such producers will be producing at full capacity at the same time. Therefore, if the grid capacity at the connection point is X, it is possible to connect 1.25*X capacity from electricity producers based on renewable energy sources without storage capabilities.
The new RD 661/2007 establishes in its annex XI that all access applications to the distribution grids for installations, or group of installations, with a capacity larger than 10 MW have to be sent to the transmission system operator after having got the acceptability by the distribution grid operator. The transmission system operator has to inform on its acceptability. This is a great change since RD 1955/2000 (article 63) established that only access applications for installations with an installed capacity larger than 50 MW or with a capacity larger than 5% of the grid short-circuit capacity at the connection point had to be sent to the system operator. The new RD 661/2007 allows the transmission system operator to deny connection to the distribution grid if that connection can mean lack of capacity in the transmission grid.
There is a significant number of wind farms located between the region of Galicia and Madrid producing below their full capacity since the necessary reinforcements of the transmission grid to transport all energy produced at full capacity have not been materialized
TP
24
PT
Personal communication with a distribution company.
TP
25
PT
Personal communication with a distribution company.
50
Spain
yet. This means lower payment than what they could get since they don’t receive any compensation for the reduced production.
1.4.2 Priority Access for Renewable Electricity Producers
Since the Spanish Law uses the criterion of non-existence of reserve of capacity, the Law permits over-installation in the connection points. An example of that is what happens in a node called Escombreras where the capacity at that point is 1,800 MW and there are several generating units, belonging to different owners, with a total installed capacity of 3,200 MW. In Spain all generating units have to send their offers to the market operator, OMEL, which makes an economical match between bids and offers and establishes a so called market price. Each generating unit which has offered its production at a price under the market price receives from OMEL the hourly market price for the offered production. However, the economical-based generation program made by OMEL is usually not physically viable. Therefore, the TSO analyzes the viability of the program made by OMEL and elaborate a new program for all generating units where the production of some units has been decreased compared to the economical program and the production of some units has been increased. Those units which have got decreased production compared to the economical program have to pay back to the TSO for the decreased production at the market price; those units which get increased production get paid for the increased production at the price they had offered which can be higher or lower than the market price
TPF
26
FPT
.
In the case of Escombreras, if all generating units have offered a price below the marginal cost to the market operator, OMEL, then they get paid for all offered capacity. Then when the TSO makes the viability study, their production program will be reduced with a prorate scheme since the limit is 1,800 MW, and will have to pay back to OMEL for the decreased production. In this example, all units are conventional power plants which means that they have the same priority order. In the case of having a conventional power plant and a renewable based production plant, then the conventional power
TP
26
PT
This is described in the operating proceedings 3.2 and 14.4 published by the TSO. Operating proceeding 3.2 “Solving Technical Constraints” available in English version at http://www.ree.es/ingles/i-cap03/pdf/po/PO_resol_24Jun05_ingles.pdf. Operating procedure 14.4 available only in Spanish version at http://www.ree.es/cap03/pdf/po/PO_resol_26 junio2007_14.4.pdf
51
Spain SOU 2008:13
plant will have to reduce all production if needed to remove the restriction in the grid, and only after the conventional power plants have reduced their production to zero the renewable based power plants will reduce their production since they have higher priority. Within renewable energy sources it is renewable energy sources without storage capability that have the highest priority according to the new Royal Decree 661/2007 published in June 2007. This means that if for example there is a restriction in a node where conventional power plants, hydropower plants with storage capabilities and wind farms are connected, then the conventional plants will decrease their production first; if it is not enough to remove the limitations in the grid then the hydropower plants with storage capabilities will decrease its production. The wind farms will decrease their production only after all other generating units have stopped producing. This means that power plants that have been connected at that point will have to reduce their production when generating units using renewable energy without storage capabilities are connected at the same point and there are limitations in the grid.
1.4.3 Reservation of Transmission Capacity
The Spanish electrical system uses the criterion of non-existence of reserve of capacity. Limitations in the access to the grid will be solved according to what is established in the operating proceedings of the system, see Section 1.4.2. Earlier connection does not mean any preference in the access to the grid.
1.5 Costs Associated to the Connection to the Grid
There is no clear legislation in this issue, on one hand in the RD 436 (disposición transitoria tercera) it is said that costs of the installations required for the connection to the grid will be paid, generally, by the producer. On the other hand, the RD 1955/2000 (article 32) establishes that reinforcement associated to the development of the grid or to the change of equipment will be included in the planning process. Finally, the RD 661/2007 (annex XI) establishes that costs related to reinforcements in the grid are to be paid by the producers unless these reinforcements are not to be used solely by the producer. Current legislation leaves possibilities for different interpre-
52
Spain
tations since it is not closely defined what solely use of the reinforcement of the grid means and, in case of that the reinforcements of the grid are to be used by other producers or the distribution company, how the cost sharing should be carried out. According to the Spanish Wind Power Association, AEE, this is especially problematic with off-shore installations where the required investments for connection to the grid are going to be very large.
It is not specified in the legislation how the costs due to the reinforcement of the grid should be split between different producers. However, the new Law, RD 661/2007, asks the TSO and the different DSOs to send within a year a description of the mechanisms to follow in order to share costs for connecting installations and necessary reinforcements between different project developers. This requirement is a result of implementing the articles 7.4 and 7.5 of the EU directive 2001/77/CE.
1.5.1 Costs for the Connection Installations
The payment that renewable electricity producers have received until now has been sufficient to finance reinforcement costs that have been necessary for the connection, but the fact that distances from locations with good wind resource to the electrical grid becomes larger makes the required investments also larger and therefore it becomes more difficult for producers to finance reinforcements of the grid. Hence, according to the Spanish Wind Power Association, AEE, it is important to establish a regulatory frame that defines objective criteria to make an equitable assignment of the associated costs to these investments. It is necessary to clearly analyse specific cases to define which costs are specific costs and which are not and to standardize the specific costs.
There are many examples when connecting installations are not to be used solely by the producer. One such example is when more than one connecting power line is built in order to get a more interconnected grid instead for building just one radial power line (see Figure 1-7). In that case, the distribution company pays the difference between the cost for building just one single radial power line (line A) and for building both lines (Line A and Line B). A more interconnected grid benefits both the grid company and the producers who can produce electric power even if one of the connecting power lines has some problem.
53
Spain SOU 2008:13
Figure 1-7 Two power lines improve the connection to distribution grid.
Substation
Substation
According to one of the Spanish DSOs, it is common that for voltages between 45 and 132 kV producers give the connecting power line and even the position at the substation to the distribution company in order to avoid its operation and maintenance and the associated costs.
A common practice is to give provisional access license to the distribution grid so that new producers can begin to produce electricity even though the power lines or necessary reinforcements to transport all the energy produced at full capacity are not built (see Figure 1-8). In this provisional license the production is limited so that the capacity of the grid is not exceeded. It is very common that the grid company obliges the producer to install remote control so that the production can be controlled automatically. The provisional access license allows the owners of the installations to start producing earlier even though they cannot produce at full capacity. This is up to the distribution grid company to give such provisional licenses since the legislation establishes that the lack of capacity is a reason to deny access to the grid.
Wind farm
Line B
Line A
54
Spain
Figure 1-8 Provisional connection of a wind farm with an installed capacity of 20 MW to a substation of 60 kV with an available capacity of 10 MW until the line to the 132 kV substation with sufficient available capacity is built.
Substation 132 kW, 20 MW
20 km
Substation 60 kW, 10 MW
Wind farm 20 MW
2 km
In the RD 1955/2000 (article 32) it is established a time horizon of 5 years within which new producers, using connection installations already paid by another producer or producers, have to pay to those, in proportion to the capacity to be connected.
1.5.2 Costs for Reinforcement of the Transmission Grid
Generally, cost due to reinforcement of the transmission grid, besides the new position at the substation, are socialized while in the distribution grid these costs are paid by the project developers according to the agreements reached with the distribution company. Since costs are socialized when it comes to reinforcements in the transmission grid, problems such as sharing between current and future producers as well as identification of costs applicable to solely one producer are avoided. It is important to note that transmission costs are a small part of the total electricity cost paid by consumers.
According to the RD 1955/2000 article 54 when reinforcements in the transmission grid are necessary in order to connect a new production installation then the promoter has to hand in a deposit to the transmission system operator of 20% of the costs associated to the reinforcement. However, according to the transmission system
55
Spain SOU 2008:13
operator, such deposits have never been handed in since reinforcements in the transmission grid are socialized.
As mentioned earlier costs due to reinforcement of the transmission grid are usually socialized in Spain, i.e., they are financed through the tariff paid by consumers. However, in order to speed up the process, project developers can make agreements with the transmission company according to which the project developer pay the reinforcement costs and the transmission company pays back the same quantity to the project developer when receiving the tariffs paid by the consumers. These kinds of agreements are voluntary and not included in the legislation.
It is the Ministry who decides which costs associated to the construction/expansion of the transmission installations (power lines and transformers among others) are to be socialized.
1.5.3 Costs for Reinforcement of the Distribution Grid
Up to date, costs due to reinforcement of the distribution grid have been paid in some cases by the project developers, in other cases by the project developers and the grid owner and in some other cases they have been socialized. There has not been a clear criterion or a detailed legislation in this matter. Specific problems have been solved through the regional government or by the regulatory body, CNE.
According to the legislation, all costs originated by the connection of a generating installation are to be paid by the owner of the generating installation. However, it might be difficult to identify which costs are originated by a single installation when several installations are connected in the same area. A way to handle this question is what has been done in the region of Castilla la Mancha where recently all connection applications from solar photovoltaic installations have been processed as a group. In this way, the grid companies in the region has been able to identify and optimize the necessary reinforcements of the grid in order to transport all the production from these producers instead of designing a one-byone solution. The total installed capacity included in this procedure has been 510 MW and the installations will be mainly connected to the 20 kV grid. The costs for these reinforcements will be shared between the different producers according to the connected capacity. In this global treatment the distribution companies have used moreover the criteria expressed in Section 1.4.1, the criterion that
56
Spain
the installed capacity of renewable production cannot exceed 50% of the demand in the area in order to avoid voltage variations above what is permitted in the legislation on quality of supply. It has been done by Iberdrola Distribución, Unión Fenosa Distribución (the distribution companies in the region), and the regional government which has welcomed this initiative.
1.6 Costs and Obligations related to measurement
In Spain measurement points are classified in different types and there are different requirements for the different types.
Measurement points of type 1 regarding generation
TPF
27
FPT
are
defined as those points where the energy flow during the year is equal or larger than 5 GWh or where the installed capacity is equal or larger than 12 MVA. For measurement points of type 2 the corresponding limits are 750 MWh and 1,800 kVA. Measurement points of type 4 and 5 are defined as those points with a voltage lower than 1 kV and a production capacity larger respectively lower than 15 kW.
1.6.1 Net-metering
The Law defining the measurement requirements for installations connected to the low voltage grid
TPF
28
FPT
, i.e. measurement points of
type 4 and 5, establishes that when a generating installation also consumes electricity, then the installation will be considered as a generating or a consuming installation depending on whether the installed generating capacity is larger than the retailed consuming power or vice versa. In that case net-metering is used. However, it is possible to have two measurement equipments to measure the produced and consumed energy separately. Solar photovoltaic producers typically choose two different measurement equipments (see Figure 1-9) since the tariff they receive for their production, 44 c€/kWh (see Table 1-1), is much higher than what they pay for their consumption, approximately 17 c€/kWh.
TP
27
PT
Royal Decree 385/2002, http://www.boe.es/boe/dias/2002/05/14/pdfs/A17368-17379.pdf (only Spanish version available)
TP
28
PT
Royal Decree 1433/2002, http://www.boe.es/boe/dias/2002/12/31/pdfs/A46338-46346.pdf (only Spanish version available)
57
Spain SOU 2008:13
Figure 1-9 Solar photovoltaic generator with measurement equipment for the delivered energy and for the consumed energy.
Photovoltaic installation
Consumption Measurement equipment production Measurement equipment consumption
Photovoltaic installation
Consumption Measurement equipment production Measurement equipment consumption
Connection point Connection point
1.6.2 Hourly measurement
According to the legislation regulating measurement requirements in the low voltage grid, measurement equipment of producing installations using renewable energy sources has to fulfill
U
at least one
U
of the following characteristics:
For the produced energy:
• A single register for the whole active energy delivered to the grid
• Two registers for the active energy delivered in the low-demand periods and the high-demand periods and one register for the reactive power consumed when delivering active energy to the grid.
• Hourly register of the active power and register for the whole reactive power consumed when delivering active power to the grid
For the consumed energy:
• Equipment according to the contract that can be at the integral tariff or at the market price.
58
Spain
According to the requirements listed above, generating installations connected to the low voltage grid do not need to have hourly measurement; it is enough to have a single register for the delivered active power to the grid.
1.6.3 Measurement costs
The costs for hiring measurement equipment for measurement points of type 5, i.e., connected to the low voltage grid and with an installed capacity lower than 15 kW, are regulated by the legislation and for year 2007
TPF
29
FPT
go from 0.47 €/month to 2.79 €/month. These
prices include maintenance, operation, installation, and verification. The range depends on whether the counter is connected to a onephase or three-phase circuit and whether the counter can separate the measurement in different time periods such as low-demand periods and peak-load periods or not.
The cost for hiring the measurement equipment for a measurement point of type 4 is, according to one of the Spanish distribution companies, 12 €/month or 144 €/year, i.e., approximately 1,400 SEK/year. It is also possible to own the equipment but in that case verification, maintenance and recalibration of the equipment must be paid separately to an authorized agent. The cost of buying the counter/register machine is about 350 € and the costs of the modem for communication is about 300 €.
For calculating the cost for hiring measurement equipment for other measurement points than of type 4 and 5, network companies should apply a factor of 1.125 per cent to the cost of the counter/register, the communication equipment, maintenance, operation, installation and verification according to the legislation.
A solar photovoltaic installation with an installed capacity of 10 kW receives approximately 9,000 € per year (with a feed-in tariff of 44.0381 c€/kWh) for its power production. This means that the cost for the measurement equipment is negligible.
TP
29
PT
Royal Decree 1634/2006 (annex II), http://www.boe.es/boe/dias/2006/12/30/pdfs/ A46656-46679.pdf (only Spanish version available)
59
Spain SOU 2008:13
1.7 Grid tariffs
In Spain power producers do not pay grid tariffs to get access to the grid and for using the grid. The Law of the electrical sector, 54/1997, defines grid tariffs and access costs in its article 17 and 18 but only for agents buying electricity. In the Spanish market, understood as the pool, bilateral contracts, and long-term contracts, energy is sold in what is called barras de central, i.e., at the output of the producing installation.
By excluding power producers from paying grid tariffs, no localization signals are given to producers, i.e., there are no incentives to locate production in those points which improve the performance of the whole electricity system by for example reducing losses or minimizing restrictions in certain areas. Such system with grid tariffs giving locational signals is used for example in Sweden where producers in the North have to pay to inject their production to the grid while producers in the South get paid for doing the same. Up to date, in Spain it has been considered that the calculation of location signals is too complex compared to the benefit that they can deliver. However, the regulatory body CNE has to present a proposal to the ministry on such location signals by year 2007.
1.8 Rights and Obligations regarding Real-Time Operation
According to several interviewed agents, Spain is at the forefront of the technical performance of the wind farms as well as of its management. The reason for that is that wind power generation in Spain takes place at large scale since there is a high concentration of wind power in some points of the grid. In approximately 30 or 40 connecting points of the grid 60–70% of the total wind power production is concentrated. The installed wind power capacity at the end of year 2006 amounted to 13% of the total installed generating capacity and to about 8% of the total power production in the country.
The management of the wind energy is necessary to assure the security of the electric power system. Therefore the new Law regulating the special regime in which wind power is included, establishes in its article 18 the obligation for all generating installations based on renewable energy sources with a capacity larger than 10 MW to be connected to an operation centre. Those operation centers make
60
Spain
it possible to manage the production from the renewable producers and constitutes an important element in the cooperation between renewable producers and the system operator. These centers help to change the concept of renewable producers as a source of uncertainty for the electricity system into power production which is possible to control. At the same time the operation centers constitutes an important tool for the producer to manage its assets reducing the personal required for maintenance and shortening the reparation times. All costs related to the operation centers have to be paid by the connected renewable power producers themselves.
Renewable electricity producers have priority compared to conventional power producers as it was introduced in Section 1.4.2. This means that when for security reasons the power production has to be decreased, then renewable power producers will be the last to reduce their electricity production. Renewable power producers without storage capabilities such as wind power producers, solar and hydropower producers without dam have the highest priority according to the new Royal Decree 661/2007, published in June 2007. If despite their priority, renewable producers have to decrease their production in real time, i.e. the reduction was not programmed in advance, then they get paid 15% of the market price for the reduced production. If the reduction was programmed then they do not get any payment for the reduced production.
Protection elements in wind farms have to be calibrated to keep the installation connected to the grid as long as the frequency is between 48 and 51 Hz according to the RD 661/2007. These are new values for the calibration of the protections at wind farms compared to the former legislation and are necessary in order to avoid events such as the one that took place November 4, 2006 in Germany. That event led to a frequency decrease below 49 Hz in Spain, making the protections to disconnect wind farms which worsened the problem.
Besides, the RD 661/2007 establishes the obligation for wind farms to stand voltage dips. A calendar to fulfill this requirement has been defined. The machines that can be adapted in order to fulfill this requirement have to do these adaptations before January 1, 2010 and those that cannot be adapted have to communicate this before January 1, 2009. A subsidy of 0.38 c€/kWh will be given to those wind farms that will be adapted and that are registered before January 1, 2008. That subsidy can be obtained after the adaptation works have been accomplished and no longer than during 5 years and in any case no longer than December 31, 2013. The operating
61
Spain SOU 2008:13
procedure 12.3
TPF
30
FPT
published by the TSO defines the requirements in
this respect.
All power producers have to send their offers to the market operator independently of the payment option they choose according to the new RD 661/2007. However, producers choosing the feed-in tariff payment option and that not have hourly measurement requirements, as for example solar photovoltaic installations connected to the low voltage grid (see Section 1.6.2), will not pay for the deviations between the offers sent to the market operator and the real production. Installations without hourly measurement will use the best available data to elaborate their offers to the market operator; however, if there is a lack of such data, hourly profiles will be used. Such hourly profiles are given in the RD 661/2007 (annex XII).
1.9 Conclusions Spain
General renewable Energy Promotion Scheme
• Renewable producers in Spain can choose between two different payment schemes, the feed-in tariff and the market option (market price plus fixed premium). The feed in tariff level for wind power year 2006 was 6.89 c€/kWh and the market option resulted in an average payment for wind power producers of 9.10 c€/kWh.
• There is a strong connection between the political targets defined for each technology and the corresponding promotion scheme by means of feed-in tariffs or premiums, since installations which start producing after a defined period after having reached 85% of the political target established for the corresponding technique, will not get feed-in tariff or premium but just the market price.
TP
30
PT
http://www.ree.es/cap03/pdf/po/PO_resol_12.3_Respuesta_huecos_eolica.pdf (only Spanish version available)
62
Spain
Key factors for the development of the wind power sector in Spain
• The key factors behind the great development of the wind power sector in Spain have been a stable investment environment by means of fixed regulated feed-in tariffs and political stability regarding the support to renewable power production. Grid issues have become more important as the number of applications for transport capacity has increased and the upgrading of the grid takes several years and slows down the development of the wind power sector.
Are there any size limits in the regulation for renewable electricity production?
• Installations with an installed capacity larger than 50 MW are not included in the special regime and get lower payment than installations with the same technology and energy source but installed capacity lower than 50 MW.
• There are capacity limits for the access to the transmission grid and the distribution grid. To be able to access the transmission grid it is required a minimum capacity of 100 MW for the 220 kV grid and 250 MW for the 400 kV grid. In order to fulfill this requirement several project developers make a joint application to the TSO.
• There are some specific requirements for renewable electricity producers regarding the capacity that they can connect to the grid. For example the capacity of renewable power production without storage capabilities (wind, solar and hydropower stations without dam) to be connected cannot exceed 1/20 of the grid’s shortcircuit capacity at that point. The capacity of renewable power production at a point cannot be larger than 50% of the capacity of the power line. Those requirements are typically limiting the connection to the distribution grid and not to the transmission grid.
63
Spain SOU 2008:13
Tariff Structure
• Power producers do not pay any tariffs for using the grid. This has always been like that in Spain and the same applies for conventional power producers and for power producers using renewable energy sources. Therefore, this issue has not been the factor that has triggered the development of the wind power sector in Spain.
• In Spain it is regulated ex-ante by Law how much distribution companies are paid every year. This is financed by the grid tariffs paid by all agents buying electric power to the distribution companies. All tariffs paid the buying agents of the distribution companies are sent to the regulatory body CNE which splits the part of the tariffs that correspond to the distribution activity between the different grid companies. Up to date, five of the distribution companies in Spain accumulate a total share in the distribution activity of 99%.
Network connection costs
• Project developers have to pay for the construction of the power line, transformer and all other necessary installations for the connection to the grid. There is no difference in this matter between conventional power producers and power producers using renewable energy sources.
• There are no well defined Laws regarding deep costs, i.e., costs associated to reinforcement of the grid necessary to connect new producers. However, in practice, costs for reinforcement in the transmission grid are socialized while costs for reinforcement in the distribution grid are mostly paid by the project developer.
Metering
• Power producers connected to the low voltage grid (<1 kV) which also consumes electric power, mainly solar photovoltaic, have the possibility to choose between measuring production and consumption separately and measuring net-production or netconsumption, so called net-metering. These producers typically
64
Spain
choose to have two different measurement equipments since the payment for the produced power is almost three times larger than the cost for the consumed power. There is no obligation on hourly measurement for these producers.
Priority access for renewable electricity production
• It is not possible to reserve transmission capacity in the Spanish
Grid. It means that conflicts in access are solved according to a priority order defined in the operating procedures published by the TSO. Renewable electricity production without storage capabilities has the highest priority followed by other renewable production, thirdly all other production included in the special regime as combined heat and power production and at last conventional power plants. If producers get their production reduced in advance then they do not get any payment for that reduced production but if the reduction is ordered in real-time operation then they get 15% of the hourly market price.
• According to an operation procedure on the management of electric power produced with renewable energies without storage capabilities, if such a producer is curtailed more than 3 times during a month or ten times during a year then the grid company has to elaborate an investment plan within 6 months.
Network Concessions
• In Spain the power lines within a generating installation and from the installation to the connection point can be built by the producer himself without needing to establish a network company for this purpose. The producer does not have the obligation to connect third-parties to these power lines.
Network Connection Procedures
• Application procedures are very well described in Spain as well as the deadlines associated to different steps of the application procedure. The regulatory body CNE is responsible for deciding
65
Spain SOU 2008:13
in conflicts such as connection points and has also a defined time to resolve on those conflicts.
Technical requirements
• As the share of wind power has grown in Spain, new technical requirements have been established in the new Law regulating the special regime as for example fault-ride-trough and obligation for all installations with a capacity larger than 10 MW to be connected to control centers.
66
2 Portugal
2.1 Introduction
The total installed power capacity in Portugal by the end of year 2006 was 13,607
TPF
31
FPT
MW. A breakdown of the total installed capacity
can be seen in Figure 2-1.
Figure 2-1 Breakdown of total installed capacity in Portugal by the end of year 2006.
The total installed capacity in renewable electricity production excluding large hydropower stations (installed capacity larger than 10 MW) was 2,448
TPF
32
FPT
MW by the end of year 2006. Figure 2-1
shows the share of the different renewables technologies to the total installed capacity in renewable electricity production.
37%
18%
14%
13%
2%
1%
15%
Hydro power Natural Gas Fuel
Coal Fuel/Natural gas Gasoelo Renewables
TP
31
PT
Source: REN, INFORMAÇÃO MENSAL DEZEMBRO 2006 SISTEMA ELECTROPRO-DUTOR, http://www.ren.pt/content/587E8DD885674BCB8E8DC317D81625C2.PDF
TP
32
PT
Estatísticas rápidas, Fevereiro 2007. Direccao Geral de Geologia e Energia.
67
Portugal SOU 2008:13
Figure 2-2 Renewable energy breakdown by 31/12/2006
Wind power is the renewable source that has experienced the largest development in Portugal. During the last four years the installed wind power capacity has grown from 289 MW year 2003 to 1,698 MW by the end of year 2006
TPF
33
FPT
. Therefore, even though this chapter tries to give an insight on the Portuguese renewable sector as a whole, it focuses on the wind power sector.
12%
68%
16%
4%
Small hydro (<10MW) Wind
Biomass
Waste
The wind resource is larger in the interior and in the North part of the country while the consuming areas are in the south. That means that the transmission grid has to be developed in order to transport the electric power from the producing nodes to the consuming ones through the country even if most wind farms are connected to the distribution grid.
EDP – Energias de Portugal was, twenty years ago, the only production, transmission and distribution company. Nowadays EDP has a share on power production of about 57%, almost the total distribution activity, 99%, and does not participate in the transmission business.
2.1.1 Overview of the Transmission System
In Portugal the transmission grid is composed by all elements at the voltage of 132 kV, 220 kV and 400 kV. There are also some substations with transformers with a low voltage side of 60 kV included in the transmission system. International interconnections are also a part of the transmission system. The capacity of the inter-
TP
33
PT
Source: IEA Wind 2003 Annual Report and IEA Wind Energy 2006 Annual Report.
68
Portugal
national interconnections for commercial purposes during the first quarter of 2007 was 1,333MW.
The transmission system operator is REN – Rede Eléctrica, which holds a 50 year concession to operate the electricity transmission system in Portugal. This concession was originally granted in September 2000 and renewed for a 50 year period commencing in June 2007. Furthermore, REN is the only transmission company in Portugal and is responsible for planning, constructing, operating and maintaining the electricity transmission network and managing the technical aspects of the national electricity system. The state has the majority of the capital in REN. The Portuguese law does not allow REN to operate lines of lower voltage than 130 kV.
About 95% of the required financing of REN consists on a percentage, of about 7%, of the liquid value of the grid defined by the regulatory body ERSE. The rest of REN´s needed financing, i.e., approximately 5%, is related to the operation cost of the transmission grid. REN sends to ERSE every year a plan for the investments to be done but from 2007 the plan is to be sent to the Ministry.
2.1.2 Overview of the Distribution System
The national distribution grid is operated through an exclusive concession granted by the Portuguese State. The national distribution grid consists of low, medium, and high voltage networks. Presently, the exclusive concession for the activity of electricity distribution in medium and high voltage, i.e. for voltage levels between 1 kV and 60 kV, has been awarded to EDP Distribuição. The low voltage distribution grids continue to be operated under concession agreements awarded by municipalities primarily to EDP Distribuição.
Until the 31 December 2006, EDP carried out also retail activity. From January 2007 EDP has created, according to the new legislation, a new company for retail. This new company is called EDP servicio universal, EDPSU, and has the obligation to buy all renewable electricity. Renewable electricity is still a very small part of all the electricity EDPSU has to buy to satisfy the demand paying the ex-ante tariff. EDPSU has to pay EDP for using the distribution grid since EDPSU acts as a consumer to EDP. EDPSU delivers about half the energy consumed in the country since the residential consumers choose to stay in the ex-ante tariff since this is lower than
69
Portugal SOU 2008:13
the market prices. This means that tariffs paid by consumers do not cover the payments to power producers.
2.1.3 Relevant Legislation for Renewable Electricity Production
In Portugal, as in Spain, producers are classified in two main groups depending on the energy source and the technology used, the special regime and the ordinary regime. Renewable energy sources are included in the special regime while the ordinary regime consists of conventional power plants and is therefore left out of this study.
The special regime was first established by the Decree Law (DL) 189/88. In the special regime it is included cogeneration, renewable energies and waste. The cogeneration has been regulated by a specific Decree Law 186/95 while the electricity production based on renewable sources and waste has been regulated, since the special regime was established, by several Decrees; the DL 313/95, DL 168/99, 312/2001 (connection issues), 339-C/2001 (feed-in tariffs), 33-A/2005 and recently by the DL 225/2007.
There are no limits regarding installed capacity to belong to the special regime. However, for hydro power installations there was a capacity limit of 10 MW, for each installation, according to the decree law 339-C/2001. This limit of 10 MW was changed by the DL 33-A/2005 to 30 MW which has been maintained in the new decree law published in June 2007.
All producers using renewable energy sources are at the moment paid according to the RD 168/99 with its modification made by the DL 339-C/2001. Only producers using biomass or biogas have chosen to move to the DL 33-A/2005.
2.1.4 Regulatory Framework for Network Companies
The regulatory body, ERSE, establishes every year the tariffs to be paid by all those agents buying electric power. EDPSU collects the tariffs paid by consumers and pays EDP the corresponding access tariffs.
In the DL 90/2006 it is stated that from year 2007 the additional cost associated to renewable based power production will be paid by consumers in proportion to the number of consumers in each
70
Portugal
voltage level. Before, the payment of each consumer was proportional to the consumed energy. This makes the cost of renewable supported by consumers with low consumption relatively larger than for consumers with high consumption.
2.1.5 Development of the Wind Power Sector in Portugal
The wind power sector has grown very rapidly under the last seven years in Portugal, especially since the year 2004 as it can be seen in Figure 2-3.
Figure 2-3 Installed wind power capacity in Portugal from year 2000 to February 2007.
Source: Estatísticas rápidas, Fevereiro 2007. Direccao Geral de Geologia e Energia.
175
537
1747
1681
253
76
114
1047
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 feb-07
MW
On July, 2007 there are 3,750 MW wind power authorized in Portugal, and 1,500 MW that are being allocated through a public tender procedure (see Section 2.4.1). This means a total wind power capacity of 5,250 MW what is above the target of 3,750 MW established in the Resolution of the Council of Ministries RCM 63/2003 for year 2010 and the target of 5,100 MW for year 2013 established in the RCM 169/2005. The political target for wind power in Portugal is comparable with the target in Spain since 5,100 MW with a population of 10.3 million people is about the same as in Spain with an objective of 20,000 MW in 2010 and about 44 million people.
71
Portugal SOU 2008:13
Wind farms in Portugal have an average installed capacity of 12 MW by February 2007
TPF
34
FPT
. Approximately 75% of all wind farms have an installed capacity between 1 and 25 MW. Wind turbines have an average installed capacity of about 1.6 MW. That is larger than the average in Spain mainly due to the fact that wind turbines in Portugal were installed later than in Spain and a technical development had taken place during that time. The 60 kV grid is the grid where the main wind power capacity is connected, as it can be seen in Table 2-1.
Table 2-1 Voltage levels at which wind power installations with an installed capacity larger than 10 MW are connected by 31 March, 2007.
Installed wind power with capacity > 10 MW by 31 March 2007
Voltage level (kV) 220 150 60 30 10
Total installed capacity (MW)
total 154 226 993 46 26 1445
average 39 38 18 8 9
max 81 114 84 12 14
min 20 2* 2* 2* 2*
% 11% 16% 69% 3% 2%
*In first phase only 2 MW is installed, but the plan is a wind farm larger than 10 MW Source: REN
In Table 2-1 only connected farms with an installed capacity larger than 10 MW are included. Besides, there is capacity that has been allocated but that is not producing yet. Of those allocated farms 32 will be connected to the 60 kV grid accounting for a total capacity of about 600 MW, 2 to the 150 kV with an installed capacity of 240 MW. This means that the majority of the installed capacity and even the allocated capacity is or will be connected to the 60 kV grid. The allocation of capacity from the tender procedure is not included in the previous analysis. By now, June 2007 there are no wind parks connected to 400 kV and 6 connected to 150 kV. However, new wind farms tend to be connected to the 220 kV grid and in the future it is possible that wind farms will connect to the transmission 400 kV grid.
According to the TSO to fulfill the target of 5,100 MW approximately 60% of the wind power capacity will be connected to the
TP
34
PT
Estatísticas rápidas, Fevereiro 2007. Direccao Geral de Geologia e Energia.
72
Portugal
distribution grid and 40% to the transmission grid. Currently, more than 75% of all wind power capacity is connected to the distribution grid.
Portugal follows a more centralized approach for the development of the wind power sector than for example the Nordic countries since there is one single transmission company and one single distribution company and the Ministry is responsible for allocating the connection capacity both in the transmission grid and in the distribution grid (see Section 2.3.1).
The crucial factor behind the great development of the wind power sector in Portugal is the political desire to create a strong wind power sector materialized in a very attractive payment. The publication of the DL 339-C/2001 increasing considerably the feed-in tariff for wind power producers constitutes a milestone in the development of the wind power sector in Portugal. Applications for about 7,000 MW wind power were made after the publication of that decree. Not all applications were accepted since there was not enough available capacity in the grid to connect all these wind farms and the political target was lower than the capacity of the applications.
Another important factor contributing to the development of the wind power sector in Portugal is, according to the TSO, the connection between the development of the grid infrastructure and the political objective of 5,100 MW wind power installed capacity.
Furthermore, the fact that wind power producers have to pay 2.5% of the incomes from their electricity production to the municipality were the wind farms are located might facilitate the installation of wind farms since they imply an income to the municipality.
In Portugal, it is possible to expropriate land in order to build power lines, substations, and power production installations as long as they are considered as of public usefulness. To build power lines it is not necessary to own the land under it since power lines in Portugal are seen as temporary properties, it is only necessary to buy the land for the support points. In other countries, as for instance Holland, it is necessary to buy even the land under the lines.
73
Portugal SOU 2008:13
2.1.6 Possible Barriers for the Future Development of the Wind Power Sector in Portugal
According to several of the interviewed agents in Portugal, local opposition to visual impact and environmental issues can become barriers for the future development of the wind power sector and for the fulfillment of the political target of 5,100 MW installed capacity wind power by 2013. Up to date, there is no much local opposition but it is growing. According to the interview the lack of investment and technical requirements are not seen as barriers for the development of the wind power sector.
The recently published Decree of Law 225/2007 for electricity production based on renewable sources introduces some changes in order to speed up the process of the environmental impact evaluation. The decree clarifies some procedures and gives time delays for them, however there is no time limit for DGGE (the authority where the process starts) to sent the environmental study to the environment agency (see Section 2.3).
According to the Portuguese Association for Renewable Energies, APREN, project developers see administrative procedures as brakes for the development of the renewable energy sector in Portugal. Time horizons associated to the different procedures and established by Law are not always fulfilled.
2.2 Payment Scheme for Renewable Electricity Production
The payment scheme for producers included in the special regime in Portugal is determined by a quite complex formula that was first introduced year 1988 in the Decree Law 189/88. That formula has been modified by the DL 168/99, DL 339-C/2001, DL 33-A/2005 and recently, May 2007, by the DL 225/2007. The formula defining the payment includes a fixed term which is function of the installed capacity, a variable term which is a function of the produced electric power, and a term to compensate for the environmental impact that is avoided by producers included in the special regime and which depends on the energy source used. Feed-in tariffs are updated every year taking into account the inflation rate.
Besides, producers included in the special regime receive/pay a term for reactive power. Typically, the income/cost due to reactive
74
Portugal
power is very small, of about 0.01% of the payment producers receive for their production.
As mentioned in Section 2.1.3, all producers using renewable energy sources are at the moment paid according to the RD 168/99 with its modification made by the DL 339-C/2001. Only producers using biomass or biogas have chosen to move to the DL 33-A/2005. Installations which get their licenses for producing electricity after the publication of the 33-A/2005 are paid according to that DL, however, no such wind farms are producing yet. Installations which obtain their licenses from June, 2007 will get paid according to DL 225/2007.
The DL 33-A/2005 modifies the previous legislation on payment schemes for the special regime in some points as for instance, it is established a limit up to which producers can receive the feed-in tariff, the limit is based on produced energy as well as on operating time being the longest 15 years. Beyond that limit, producers in the special regime, according to the DL 33-A/2005, will receive for their electricity production the market price and the price for the green certificates associated to the guarantees of origin. If those certificates are not functioning by the time the limit is reached, then the producers can receive during an additional period of 5 years the feed-in tariff established in the DL 33-A/2005.
According to the Portuguese Association for Renewable Energies, APREN, the comparisons that are made for example by IEA and EUROELECTRIC between conventional power plants and renewable based production regarding production costs and the feedin tariffs are unfair. For instance, it is not included the fact that emission rights have been donated to a lot of conventional power plants without paying for it, renewable producers have not got such emissions rights. The expectation for electricity prices in the future is that they are going to be higher, that means that conventional electricity producers are going to receive more money while renewable producers are to get the feed-in tariff at an almost constant level. For nuclear power there are many terms that are not included when making such comparisons.
According to APREN it is important to give subsidies to the production and not to the installed capacity since the important thing is that renewable energies cooperate to the production of electricity, there is no meaning of installing wind turbines if they are not efficient or are not producing. In Portugal there were subsidies to installed capacity until year 2005 by means of a program called
75
Portugal SOU 2008:13
PRIME. These subsidies were generally 20% of the total investment cost but no larger than 1.5 million € per project.
2.2.1 Wind Power
The development of the yearly average feed-in tariff paid to wind power producers can be seen in Figure 2-4. Note that the increase of the feed-in tariff for wind power production from year 2002 is a result of the establishment of the DL 339-C/2001 which modifies the DL 168/99. Wind power producers under the DL 168/99 moved to the new feed-in tariff established by the DL 339-C/2001 on January 2002 since the feed-in tariff was significantly higher.
Figure 2-4 Yearly average feed-in tariff paid to wind power producer during the period 1998–2006.
50,5
56,1
61
63,3
79,8
78,6
87,1
89
92,8
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
F e e din Ta ri ff s € /M W h
Source: IEA Wind Energy 2006 Annual Report.
The formula defined by the DL 168/99 with the modifications made by the DL 339-C/2001 establishes that the payment for wind power production decreases as the energy production [MWh] per installed megawatt [MW] of the machines increases. Up to 2,000 MWh per MW the payment is at its maximum, between 2,000 and 2,600 the payment decreased to remain at a lowest constant level after 2,600 MWh per MW. That can be seen in Figure 2-5 where the payment for wind power decreases significantly after October each year, when most wind farms have been producing during more than 2,000 MWh per MW.
76
Portugal
Figure 2-5 Monthly average payments for wind power production during years 2005 and 2006.
Source: A energia eólica em Portugal 2006, REN.
The Decree Law 33-A/2005 establishes a new feed-in tariff for wind power of about 75 €/MWh, lower than the feed-in tariff established in the DL 339-C/2001. It is the fixed term of the tariff which is reduced in the DL 33-A/2005. Furthermore, the DL 33-A/2005 makes the payment for wind power independent of the energy production per installed megawatt. Note that the lower feed-in tariff introduced by the DL 33-A/2005 cannot be seen in Figure 2-5 since no wind farms are being paid according to that decree yet.
The new Decree Law 225/2007 for the special regime maintains the feed-in tariff for wind power production defined in the DL 33-A/2005, see Table 2-2.
77
Portugal SOU 2008:13
Table 2-2 Feed-in tariffs (c
€/kWh) paid to wind power producers according
to different legislation.
DL 339-C/2001 DL 33-A/2005* DL 225/2007*
Wind power P≤5 MW MWh per MW <2,000: 9.1
7.5
7.5
2,000< MWh per MW <2,200: 8.9
2,200< MWh per MW <2,400: 8.7
2,400< MWh per MW <2,600: 8.5
MWh per MW >2,600: 8.2
P>5 MW MWh per MW <2,000: 8.9
7.3
7.3
2,000< MWh per MW <2,200: 8.7
2,200< MWh per MW <2,400: 8.5
2,400< MWh per MW <2,600: 8.3
MWh per MW >2,600: 8.1
*That feed-in tariff will be obtained until a production of 33 GWh per installed MW is reached but no longer than 15 years after the wind farm started producing. Source: International Energy Agency, Standard Review Portugal 2006 and Portuguese Association for Renewable Energies, APREN.
2.2.2 Solar Power
Before the new Decree 225/2007 was published, no distinction was made between photovoltaic installations on buildings or on the ground. Furthermore, thermal solar installations were not included in the special regime. These were first introduced by the DL 225/2007. According to the DL 339-C/2001 the defined feed-in tariffs will be paid to photovoltaic installations until a total installed capacity of 50 MW is reached in the country. That capacity limit was increased by the DL 33-A/2005 which established a new limit of 150 MW. According to the DL 225/2007 the defined feed-in tariffs will be paid to photovoltaic and thermal installations until the total installed capacity in such installations is below 150 MW. For photovoltaic installations on residential, commercial, services or industrial premises the capacity limit of total installed capacity in the country in order to get the feed-in tariff is 50 MW.
78
Portugal
Table 2-3 Feed-in tariffs (c
€/kWh) paid to electricity producers based on
solar energy according to different legislation.
DL 339-C/2001 DL 33-A/2005 DL 225/2007
P≤5 kW
55.0
44.7*
44.7*
Photovoltaic
P>5 kW
31.9
31.6*
31.6*
P≤5 kW
---
---
47.0 **
Photovoltaic located on residential, commercial, services or industrial premises
5 kW<P≤150 kW
---
---
35.5 **
P≤5 MW
---
---
27.3
5 MW<P≤10 MW ---
---
26.8
Thermal solar
P>10 MW
---
---
19.8***
*That feed-in tariff will be obtained until a production of 21 GWh per installed MW is reached but no longer than 15 years after the wind farm started producing. **That feed-in tariff will be obtained during the first 15 years after the wind farm started producing. ***The government can change this. Source: Centro de Estudos em Economia da Energia dos Transportes e do Ambiente, CEEETA and Portuguese Association for Renewable Energies, APREN.
2.2.3 Biomass
As it can be seen in Table 2-4 no distinction was made for the different categories of biomass in the legislation from 2001. It was first year 2005 with the DL 33-A/2005 that distinction was made between forestry biomass and animal biomass and landfill gas. This decree of law increased significantly the feed-in tariffs for these energy sources while the feed-in tariff for biogas from digesters was lowered. The recently published decree of law on renewable energy sources, DL 225/2007, distinguishes for the first time biogas generated in digesters and establishes the feed-in tariff for this category double as high as in the former legislation.
According to the DL 33-A/2005 the defined feed-in tariffs will be paid to installations using forestry and animal biomass until the total installed capacity in such installations is below 150 MW. That capacity limit was increased with 100 MW by the DL 225/2007 which establishes a limit of 250 MW. For landfill gas the capacity limit was 50 MW according to the DL 33-A/2005 and has been decreased to 20 MW according to the DL 225/2007. The new decree of law establishes also a capacity limit of 150 MW for biogas generated in digesters.
79
Portugal SOU 2008:13
Table 2-4 Feed-in tariffs (c
€/kWh) paid to electricity producers using bio-
mass according to different legislation.
DL 339-C/2001 DL 33-A/2005 DL 225/2007
Forestry biomass
7.6 11* 10.7***
Animal biomass and landfill biogas 7.6 10.5* 10.2***
Biogas generated in digesters
7.6 5.0** 11.5****
*That feed-in tariff will be obtained during the first 15 years after the installation started producing. That period can be prolonged with 10 more years by the General Direction of Geology and Energy, DGGE. Installations using landfill gas cannot receive feed-in tariff more than 15 years. **That feed-in tariff will be obtained during the 12 first years after the installation started producing. ***That feed-in tariff will be obtained during the first 25 years after the installation started producing. For installations using landfill gas that period will be 15 years. ****That feed-in tariff will be obtained during the first 15 years after the installation started producing. Source: Centro de Estudos em Economia da Energia dos Transportes e do Ambiente, CEEETA and Portuguese Association for Renewable Energies, APREN.
2.2.4 Hydropower
Hydropower producers receive according to DL 339-C/2001 a payment of approximately 8.9 c€/kWh. With the legislation adopted in 2005 the feed-in tariffs for hydropower producers with installed capacity between 5 and 10 MW decrease with 15% while hydropower producers with installed capacity larger than 10 MW not exceeding 30 MW can receive a feed-in tariff of 6.4 c€/kWh, see Table 2-5. The new decree law published in 2007 maintains the feed-in tariffs established in the former decree law from 2005 and introduces some changes regarding the period within which hydropower producers can receive feed-in tariffs.
Table 2-5 Feed-in tariffs (c
€/kWh) paid to hydropower plants according to
different laws.
DL 339-C/2001 DL 33-A/2005 DL 225/2007
P<5 MW 8.98 8.1* 8.1**
5 MW <P<10 MW 8.80 7.5* 7.5**
P=30 MW
--- 6.4* 6.4**
*That feed-in tariff will be obtained until a production of 42.5 GWh per installed MW is reached but no longer than 15 years after the installation started producing. This period can be prolonged by the DGGE for 10 more years.
80
Portugal
** That feed-in tariff will be obtained until a production of 52 GWh per installed MW is reached but no longer than 20 years after the installation started producing. This period can be prolonged by the DGGE for 5 more years. Source: Centro de Estudos em Economia da Energia dos Transportes e do Ambiente, CEEETA and Portuguese Association for Renewable Energies, APREN.
2.3 Application Procedure for Access and Connection to the Grid and Evaluation on Environmental Impact
According to the Association for Renewable Energies, APREN, from the day a project developer for a wind farm sends the first paper to the General Direction of Geology and Energy DGGE, “pre-viability information”, until the project developer gets the authorization to start constructing the wind farm, establishment license, it can take between 3 and 7 years (in this period it is included not only the connection procedure but also the environmental impact study and building permission from municipalities). For mini hydropower the same period is between 10 and 18 years. The DL 312/2001 regulates the procedures for connection to the grid. The steps to follow are the following: 1. The project developer sends an application for pre-viability infor-
mation regarding available capacity of the grid to know whether it is possible to connect the wind farm or not. The content of the application for pre-viability information is defined in annex I in the DL 312/2001.
2. DGGE sends the applications to the TSO (if above 50 MVA) and DSO (if below 50 MVA) who will give a “pre-viability information” (PVI) to DGGE. DGGE has 40 days to give the PVI to the project developer.
3. No later than 70 days after having got favorable pre-viability information, the project developer has to send to DGGE the application on connection point. Wind farms and hydro power stations to be located on sensible environmental areas have a period of a year to send the application on connection point. 4. DGGE has 30 days to answer to the application on connection point. The content of the application for connection point is defined in annex II, Section II in the DL 312/2001. The article 12
81
Portugal SOU 2008:13
in DL 312/2001 establishes the reasons why the application on connection point can be dismissed.
5. The project developer has to make a study of the environmental impact of the wind farm, this study is send to the DGGE who sends it forward to the environmental institute. In practice, from the day the DGGE gets the environmental study until the environmental institute gets it can take between 1 and 6 months. 6. The environmental institute elaborates an evaluation of the environmental impact of the wind farm based on the environmental study and sends to the project developer the so called DIA including a list of restrictions and recommendations. 7. As a response to the DIA the project developer sends the so called RECAP to the environmental institute for its approval. 8. The project developer has to send the application for establishment to the DGGE. According to annex 1 in the DL 168/99, the Ministry of Economy will decide on installations with a capacity larger than 1MW and the Secretary General of Energy will decide when the capacity is below 1 MW.
9. The DGGE gives the authorization for establishment once the environmental institute has written the DIA.
10. With the authorization for establishment and the RECAP approved, the project developer can send to the municipality a request for the authorization of the construction. 11. When the construction of the wind farm is ready then it is time to ask the DGGE for authorization for production. For large farms there are two different authorizations to start producing, the provisional and the definitive. Once the project developer gets the provisional permit it is allowed to start producing. It can take up to several years to get the definitive authorization. According to article 6 in annex 1 in the DL 168/99, authorization for production is evaluated by the regional government when the capacity of the installation is below 10 MW and by the DGGE when the capacity is larger than 10 MW.
As mentioned in Section 2.1.6 the recently published Decree of Law 225/2007 for the special regime introduces some changes in order to speed up the process of the environmental impact evaluation.
82
Portugal
There is a special Law for the connection of power installations with a capacity below 150 kW, so called micro-generation, to the low voltage grid (voltage<1kV).
The DL 312/2001 established in its article 23 that project developers have to pay certain deposits and fees associated to the application procedure. The Ministry of Economy defines these deposits and fees through governmental decision, by means of a legal document called Portaria.
The Portaria 62/2002 defines the deposits to be handed in by project developers in the cases established in the DL 312/2001:
• 15 days after having got answer to the pre-viability information application to assure that the developer send the application on connection point, 2,500 €/MW to be paid to the DGGE.
• 15 days after receiving the establishment license to assure that the developer will build the installations, 5,000 €/MW to be paid to the operator of the grid to which the promoter will connect the installation.
• When project developer and grid operator reach an agreement to accelerate the construction of the needed reinforcements of the grid to transport the electricity produced, the amount of the deposit will be agreed between grid operator and project developer. If no agreement is reached then the DGGE will decide but the fee will never exceed half the investment associated to the reinforcement of the grid. The deposit will be paid to the corresponding grid operator.
The deposits will be returned to the project developers no later than 30 days after the condition upon which the deposit was requested is fulfilled or when the obligation cannot be fulfilled by the project developers due to reason beyond its responsibility.
The Portaria 1467-C/2001 defines the fees to be paid by project developers in the cases established in the DL 312/2001. The following fees will be paid to the DGGE of the Ministry of Economy and Innovation:
• Before sending the pre-viability information application,
400 €/MW with a maximum of 8,000 €.
• Before sending the application for allocation of the connection point, 500 €/MW with a maximum of 10,000 €.
83
Portugal SOU 2008:13
2.3.1 Permitting Entities
There is a limit of 50 MW defining which generation plants are to be connected to the transmission grid or the distribution grid. For installed capacity larger than 50 MW the connection is to be done to the transmission grid (150–220 and 400 kV) and for capacity below 50 MW to the distribution grid. There are some exemptions to this rule since there are some parks with installed capacity larger than 50 MW connected to the distribution grid at 60 kV. This criterion is not in the Law but in an agreement between REN and EDP.
It is the Ministry of Economy and Innovation through its General Direction of Geology and Energy (DGGE) who decides on the access to the grid. REN and EDP are technical advisors to the Ministry but it is the Ministry who takes the decision. Both REN and EDP, in the evaluation of available capacity to connect a new producer which they send to the Ministry, can state the lack of capacity as a reason to deny a connection request. The Ministry do not use to question these evaluations. The Laws regulating the connection to the grid are DL 312/2001, DL 68/2002 and DL 172/2006.
The authorization of installations for the production of electric power is, according to annex I in DL 168/99, responsibility of the DGGE. The Ministry of Economy will decide when the installations have an installed capacity larger than 1 MW. Otherwise, the Secretary General will decide.
There is a continuous interaction between DGGE, REN and EDP. They inform each other about available capacity in the grid, new connection points, and applications for capacity. The fact that REN and EDP were a single entity years ago makes the exchange of information between them a natural part in their activity. EDP has more resources available for the evaluation of applications for capacity made by new producers since there are more such applications to the distribution grid than to the transmission grid (see Table 2-1).
84
Portugal
2.4 Obligations of Grid companies regarding Grid Access
2.4.1 Available Capacity
The DL 312/2001 removed the previous constraint in the 168/99 and previously in the 189/88 imposed to the maximum installed capacity as 8% of the short-circuit capacity of the network at the connection point. However, EDP maintains the technical criteria, as for instance limits in the capacity to connect, defined in the DL 168/99 for connection to the distribution grid.
After the payment for wind power defined in the DL 168/99 was increased through the DL 339-C/2001, applications for a total capacity of approximately 7,000 MW were sent to the DGGE. Since these applications amounted for a capacity much larger than the political target of 3,750 MW by 2010, the DGGE announced
TPF
35
FPT
that no more applications for wind power, biomass or photovoltaic were going to be evaluated by the DGGE.
The allocation of capacity is done by the Ministry through the DGGE, not directly by the TSO, REN, or the DSO, EDP. The DGGE takes applications for PVI (see Section 2.3) regarding capacity for the connection to the grid every fourth month getting a certain fee in order to administrate the applications.
It is the DGGE who decides where the different installations for power production are to be connected, that is based on the technical report done by the grid operator. When several project developers want to connect their installations at the same point, it is the DGGE who decides how to allocate the available capacity to the different project developers.
The capacity for the connection of new wind power farms was during the first stage of the wind power development allocated by the so called “prorata” method. This means that if there was a capacity available of 100 MW at the connection point and there were two project developers willing to connect 100 MW each then they got a capacity of 50 MW each.
After the prorata method the Government opened a tender procedure for wind power capacity on February 2005, projects participating in the tender procedure had to be sent to the DGGE by January 2006. The DL 33-A/2005, in its article 8, defines more closely the criteria to apply for the allocation of capacity through the
TP
35
PT
Despacho 7619-A/2007, http://www.dre.pt/pdf2sdip/2007/04/079000001/0000200002.pdf
85
Portugal SOU 2008:13
tender procedure that was first established in the DL 312/2001 article 14. The detailed selection criteria in the tender procedure were established by the Ministry of Economy and Innovation through its Department of energy
TPF
36
FPT
.
The tender procedure for wind power was divided in two different phases, phase A with a total capacity of 800 MW to be extended to 1,000 MW and with overcapacity of 20% up to 1,200 MW and phase B of 400 MW to be extended to 500 MW and with overcapacity of 20% up to 600 MW. The first phase is concluded and the second phase is being handled at the time, June 2007. Another tender procedure has been done for biomass and it is possible that in the future even a tender procedure for photovoltaic energy is opened.
The tender procedure had four main selection criteria: discount on the feed-in tariff, employment creation, technical requirements, and contribution to the research fond. Project developers could offer a discount to be applied to the feed-in tariff defined in the DL 33-A/2005.
The selection criteria for the tender procedure have been changed since they were published the first time. That due to two main reasons, the first one that some imperfections were identified and the second one that the Government changed just two months after the tender procedure was published.
The selection criteria in the tender procedure are considered by APREN as unfair since the requirements for phase A and phase B are quite different. An example of such difference is that if in the phase A a contribution to the research fond of 35 M€ is expected where the capacity to be allocated is that phase A is 800 MW plus 200 and the requirement for phase B is also 35 M€ even though the capacity to allocated in that phase B is much lower than in phase B, namely of 400 MW plus 100 MW. This means that for phase A, the contribution to the research fond is equivalent to a discount in the feed-in tariff of about 3% while for phase B it implies a reduction of 9%. Those projects which obtain 75 points in the four areas will be selected. Furthermore there is a delay of nine months between phase A and phase B which makes projects in phase B less profitable than projects in phase A since the feed-in tariff decreases with time as described in Section 2.2.1.
TP
36
PT
Concurso para atribução de capacidad de injecção de potência na rede do sistema eléctrico de serviço público e pontos de recepção associados para energia eléctrica produzida em centrais eólicas, http://www.dgge.pt/wwwinclude/ficheiro.aspx?tipo=0&id=8557&ambiente =WebSiteMenu
86
Portugal
There are some differences in the legislation regulating power production in the ordinary regime and the legislation regulating power production in the special regime. The main difference is that producers in the special regime are treated by the TSO more as a group since they are many more than the number of producers in the ordinary regime. Another difference is that REN can accelerate the construction of for example substations and lines in the case of lack of capacity for the connection of producers in the ordinary regime while this is not done with producers in the special regime since they are so many. However, the main principle that new producers can be connected only when there is capacity at the connection point is the same.
The new decree of law for the special regime DL 225/2007 establishes in its article 3 the possibility for wind power farms with wind turbines able to stand voltage dips to have an overcapacity of 20% at the connection point. The limit in the electric power that can be injected at the connection point is the original capacity limit without taking into account the overcapacity. The Ministry was already applying that criterion even before it was stated in the legislation.
In case of conflicts between the project developer and REN or EDP regarding available capacity in the connection point, it is the DGGE who decides.
2.4.2 Priority Access for Renewable Electricity Producers
In Portugal there is the implicit assumption that installed power plants have priority over newcomers which is rather different than the Spanish approach. By using this pre-emptive approach, the potential for the occurrence of technical restrictions is much smaller in Portugal than in Spain.
During the licensing process for new generation, whether renewable or conventional, to the transmission grid, REN is asked about the ability of the network to transport the energy of the new unit(s). If the installation of a new generator is expected to lead to overloads which would require lowering the production of an existing generator, REN would state that the network cannot accommodate the new entrant and that new investment in the transport infrastructure is needed before the license is granted. If new investments are needed, REN does an assessment of the part of the new invest-
87
Portugal SOU 2008:13
ment directly caused by the new generation and the part corresponding to a general improvement of the transport network.
The Portuguese TSO, REN, has not experienced yet (October 2007) the need to restrict wind power production. However, the TSO is concerned about the possibility to have in the future some occasions where the wind power production will be greater than the existing electricity consumption. The restriction in that case will not come from the network but from the system power balance. In the last licensing procedure by means of a tender procedure, see Section 2.4.1, it has been included the possibility for the system operator to require the reduction of wind power during not more than 50 hours per year. Wind power producers will not receive any compensation for these reductions.
Solar power, waves and other renewable electricity production have almost no impact in the Portuguese system. Anyway, they are entitled to produce the licensed power without being interrupted.
2.4.3 Reservation of Transmission Capacity
According to article 12 in DL 312/2001, applications on connection point that cannot be directly approved due to lack of transmission capacity in the grid, can reserve transmission capacity until the construction of the installations included in the plans for the development of the transmission and the distribution grid are carried out. To reserve capacity a deposit has to be handed in by the developer to the DGGE (see Section 2.3).
According to article 7 in DL 312/2001, DGGE can give connection point even when there is not available capacity at the moment if an agreement is reached between the TSO or the DSO and the project developer in order to accelerate the needed reinforcement. In that case the project developer has to pay the additional costs due to the acceleration of the construction of the installations necessary for the reinforcement. When the project developer pays these costs then no deposit is required to reserve that capacity. If no agreement is reached then it is the DGGE who decides the amount of the costs to be paid by the promoter and the TSO or the DSO respectively.
88
Portugal
2.5 Costs associated to the Connection to the Grid
In this Section it is described how the different costs associated to the connection to the grid, such as costs for connection installations and upgrades in the distribution or transmission grid are treated in Portugal.
2.5.1 Costs for the Connection Installations
All costs associated to the connecting installations such as line and transformer between the production installation and the connecting point are to be paid by the project developer.
In Portugal the legislation allows the existence of power lines owned by the producer. This is the case with some power lines of 60 kV connecting wind parks to the grid in Portugal. The reason for that is that according to the Law REN cannot operate and maintain any power line with a voltage level below 130 kV. At the same time the distribution company, EDP, does not want to own those lines since there are no customers in the area so the owner of the wind farm has to operate and maintain those power lines. If the power lines were to be owned by the distribution company EDP then they have to maintain the line also.
Regarding cost sharing between different project developers to connect to the transmission grid, there is no law defining the criterion to follow even thought this problem might come up.
According to EDP new producers who take benefit of already existing connecting installations to the distribution grid, should pay proportional to their capacity if they are connected within 5 years after the connecting installations were build.
The installations for connecting the wind farm to the grid are to be paid by the project developers. In the case of lines if there come consumers after the producers have built the line they can be connected to the line and EDP does not pay anything to the producer. In the DL 312/2001 it is written that there is a period of time within which if a new producer connects to the line that other developer has paid then costs for the line have to be shared.
89
Portugal SOU 2008:13
2.5.2 Costs for Reinforcement of the Transmission Grid
Reinforcement of the transmission grid are socialized and financed through the tariff paid by consumers.
Plans for the development of the transmission grid are developed every second year. The different elements of the transmission grid have different aims. REN estimated in which proportion each element contributes to the different aims such as implementation of renewable production to the system, higher degree of interconnection between the lines and so on. There is no mathematical model used to make the assignation of the different shares.
The last plan for the development of the transmission grid, “Transmission Network Investment Plan for 2006–2011”, concluded in November 2005, contains an investment of 190 M€ due to RES generation. In that budget the installation for connecting the parks to the grid are not included since they are to be paid by the project developers.
The main installations to be introduced in the transmission system in order to achieve the political target for wind power in Portugal are shown in Figure 2-6 in orange color.
90
Portugal
Figure 2-6 Main investment projects in the Portuguese Transmission grid until 2010, totally or partly induced by the political target for electricity production based on renewable energies (orange color).
Source: REN
TPF
37
FPT
.
TP
37
PT
Article “National Goals for Renewable Generation in Portugal. An Organizational and Technical Challenge from the point of view of the Transmission System Operator2, Cigré 2006.
91
Portugal SOU 2008:13
2.5.3 Costs for Reinforcement of the Distribution Grid
When connecting to the distribution grid if reinforcements of the grid are needed then the project developer has to pay them even if EDP gets some benefit from the reinforcement. EDP tries to not make agreements with different project developers so that they cannot complain about unfair treatment.
2.6 Costs and Obligations Related to Measurement
Costs associated to measurement for generating units connected to the high voltage grid can be neglected. When it comes to small units connected to the low voltage grid there are no requirements on hourly measurement.
2.7 Grid tariffs
Producers do not pay any tariffs for using neither the distribution grid nor the transmission grid. This has always been like this in Portugal and has nothing to do with the political target of increasing renewable electricity production.
2.8 Rights and Obligations regarding Real-Time Operation
The DL 168/99 establishes in its article 22 that grid companies have the obligation to buy the produced electricity by producers in the special regime. It is EDPSU who buys the electricity from the special regime. Wind farms installed according to the call for capacity might be disconnected up to 50 hours without being paid. All wind parks might be disconnected when the security of the system is on danger.
At the moment in Portugal there is no obligation for the wind producers to send their planned production to REN. In the tender procedure it was a positive factor but not a requisite. There is however a discussion to make projections obligatory for farms with an installed capacity over 10 MW.
92
Portugal
Another very important issue regarding technical requirements is the performance during voltage dips. REN in Portugal and REE in Spain made a study together for 2010 assuming that the targets for installed wind power capacity where to be fulfilled in both countries. Wind turbines are newer in Portugal than in Spain, according to the study in Portugal it was sufficient that new farms had resistance to voltage dips while in Spain it was necessary to modernize 75 % of installed capacity. Those requirements were also based on the assumption that the capacity in the interconnection between Spain and France was increased but since that can take a long time REE and REN decide to impose a common target of 85% of installed capacity with resistance to voltage dips in both countries. This requirement has not been transposed into any Law in Portugal yet. In Spain there are such requirements.
It is important to note that periods with low consumption, good wind conditions and hydro resources are going to be a problem for Spain and Portugal and wind farms are going to need to reduce their production then. That problem would not take place if there was a much larger interconnection capacity with France.
2.9 Conclusions Portugal
General renewable Energy Promotion Scheme
• Renewable electricity producers in Portugal are paid according to a feed-in tariff payment scheme. The feed-in tariff level for wind power year 2006 was 9.28 c€/kWh. However, this payment applies only for wind power producers connected before year 2005. Wind power producers installed after 2005 will receive a feed-in tariff of about 7.5 c€/kWh.
Key factors for the development of the wind power sector in Portugal
• The key factors behind the great development of the wind power sector in Portugal have been a stable investment environment by means of fixed regulated feed-in tariffs, political stability regard-
93
Portugal SOU 2008:13
ing the support to renewable power production, and expansion of the grid in line with the political target for wind power.
Are there any size limits in the regulation for renewable electricity production?
• There are capacity limits for the connection to the transmission grid and the distribution grid. Installations with an installed capacity larger than 50 MW are typically connected to the transmission grid (130–400 kV) while installations with installed capacity below 50 MW are connected to the distribution grid.
• There are some specific requirements for renewable electricity producers regarding the capacity that they can connect to the grid. For example the capacity of installations connected to the low voltage grid cannot exceed 4% of the grids short-circuit capacity at that point and not be larger than 100 kW. For the connection to higher voltage levels the capacity of the installation cannot exceed 8% of the grids short-circuit capacity at that point.
Tariff Structure
• Power producers do not pay any tariffs for using the grid. This has always been like that in Portugal and the same applies for conventional power producers and for power producers using renewable energy sources. Therefore, this issue has not been the factor that has triggered the development of the wind power sector in Portugal.
• In Portugal there is only one distribution company, EDP. It is regulated ex-ante in the legislation the income that EDP receives every year. This is financed by the grid tariffs paid by all agents buying electric power.
Network connection costs
• Project developers have to pay for the construction of the power line, transformer and all other necessary installations for the con-
94
Portugal
nection to the grid. There is no difference in this matter between conventional power producers and power producers using renewable energy sources.
• In practice, costs for reinforcement in the transmission grid are socialized and paid by consumers by means of network tariffs while costs for reinforcement in the distribution grid are mostly paid by the project developer.
Priority access for renewable electricity production
• In Portugal there is the implicit assumption that installed power plants have priority over newcomers independently of the energy source used. So far it has not been necessary to curtail wind power production but the last tender procedure for allocating connection capacity allows the Portuguese TSO to curtail wind power producers up to 50 hours without giving them any compensation.
Network Concessions
• In Portugal the power lines within a generating installation and from the installation to the connection point can be built by the producer himself without needing to establish a network company for this purpose. The producer does not have the obligation to connect third-parties to these power lines.
Metering
• There is no obligation on hourly measurement for producers connected to the low voltage grid (<1 kV).
Network Connection Procedures
• Application procedures are well described in Portugal as well as the deadlines associated to different steps of the application procedure. The General Direction of Energy and Geology gives the access permits and is, at the same time, responsible for deciding
95
Portugal SOU 2008:13
on conflicts between project developers and grid companies regarding for example connection points.
• Grid capacity for connection to the grid is allocated by the
General Direction of Geology and Energy. For wind power two different methods for the allocation have been used. Firstly a prorate method (up to 2005) and later (after 2005) a tender procedure. The selection criteria in the tender procedure have been mainly four: discount on the feed-in tariff established in the 2005 legislation (7.5 c€/kWh), employment creation, technical requirements, and contribution to the research fond.
Technical requirements
• There is now legal requirement on fault-ride-through yet for wind turbines in Portugal but this issue is currently being discussed and regulation in this matter is expected.
96
3 Germany
3.1 Introduction
Germany has a long successful history of developing renewable power generation. A look at the statistics reveals the extent to which the different renewable energy technologies are used in Germany and the dynamic nature of its development, see Table 3-1.
Table 3-1: Development of electricity production from renewable energy as share of total electricity consumption in Germany from 1998 to 2006
TPF
38
FPT
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
4.80% 5.50% 6.30% 6.70% 7.80% 7.90% 9.30% 10.40% 12%
In 2006, 12 % (in total 74 TWh) of the total electricity consumption in Germany was generated by renewable energy. Figure 3-1 shows that in 2006 about 41% (~30 TWh) of the renewable energy generated came from wind power.
TP
38
PT
“Erneuerbare Energien in Zahlen – nationale und internationale Entwicklung”, June 2007, Federal Ministry for the Environment, Nature Conservation and Nuclear Safety (BMU), http://www.erneuerbare-energien.de/files/erneuerbare_energien/downloads/application/ pdf/broschuere_ee_zahlen.pdf.
97
Germany SOU 2008:13
Figure 3-1: Renewable energy generation by source, 2006
TPF
39
FPT
Wind power;
41,30%
Hydro power;
29,30%
Photovoltaic; 2,70% Biomass (solid); 9,70%
Biomass (liquid); 2,20%
Bio gas; 7,30%
Waste gas; 2,60%
Bio waste; 4,90%
Share of Renewable Electricity Generation
2006
Table 3-2: Development of installed capacity by source from 1990 to 2006. (n.a. = not available)
Hydro Wind Biomass PV Geothermal Total [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] 1990 4,403 56 190 2 0 4,651 1991 4,403 98 n.a 3 0 4,504 1992 4,374 167 227 6 0 4,774 1993 4,520 310 n.a 9 0 4,839 1994 4,529 605 276 12 0 5,422 1995 4,521 1,094 n.a 16 0 5,631 1996 4,563 1,547 358 24 0 6,492 1997 4,578 2,082 400 36 0 7,096 1998 4,601 2,875 409 45 0 7,930 1999 4,547 4,444 604 58 0 9,653 2000 4,572 6,112 664 100 0 11,448 2001 4,600 8,754 790 178 0 14,322 2002 4,620 11,965 952 258 0 17,795 2003 4,640 14,609 1,137 408 0 20,794 2004 4,660 16,629 1,550 1,018 0.2 23,857 2005 4,680 18,428 2,192 1,881 0.2 27,181 2006 4,700 20,622 2,740 2,831 0.2 30,893
TP
39
PT
ibid.
98
Germany
Table 3-2 and Table 3-3, on the following page, show the rapid development of renewable generation over the past 15 years in more detail. By 2007 Germany has installed the largest amount of wind power world-wide (about 27% of the world capacity) as well as photovoltaic (about 65% of world capacity). Freiburg, a town of 200,000 people in the Black Forest, for instance, has almost as much solar photovoltaic (PV) power installed as the whole of Britain.
Table 3-3: Development of renewable electricity production by source from 1990 to 2006
TPF
40
FPT
Hydro Wind Biomass Biowaste PV Geothermal Total [GWh] [GWh] [GWh] [GWh] [GWh] [GWh] [GWh]
1990 17,000 40 222 1,200 1 0 18,463 1991 15,900 140 250 1,200 2 0 17,492 1992 18,600 230 295 1,250 3 0 20,378 1993 19,000 670 370 1,200 6 0 21,246 1994 20,200 940 570 1,300 8 0 23,018 1995 21,600 1,800 670 1,350 11 0 25,431 1996 18,800 2,200 853 1,350 16 0 23,219 1997 19,000 3,000 1,079 1,400 26 0 24,505 1998 19,000 4,489 1,642 1,750 32 0 26,913 1999 21,300 5,528 1,791 1,850 42 0 30,511 2000 24,936 7,550 2,279 1,850 64 0 36,679 2001 23,383 10,509 3,206 1,859 116 0 39,073 2002 23,824 15,786 4,017 1,945 188 0 45,76 2003 20,350 18,859 6,970 2,162 313 0 48,654 2004 21,000 25,509 8,347 2,116 557 0.2 57,529 2005 21,524 27,229 10,495 3,039 1,282 0.2 63,569 2006 21,636 30,500 16,138 3,600 2,000 0.4 73,874
Similar to the other countries, the German Chapter of this report will concentrate on the issues related to wind power but will also include experience related to network connection/integration learned from other renewable energy technologies.
TP
40
PT
ibid.
99
Germany SOU 2008:13
3.1.1 Overview of the Transmission System
Germany presently consists of four transmission system operator (TSOs) which own and operate the high voltage network within their respective regions. The four TSOs are:
• Vattenfall Europe Transmission
• E.on-Netz
• RWE Transportnetz Strom
• EnBW Transportnetze AG
The regional responsibility of each TSO is shown in Figure 3-1. The different renewable technologies are not equally distributed within the German power system. Wind power, for instance, is mainly installed in the windy areas along the coast. Hence, about 48% of the German wind capacity is installed within E.on’s region, 37% in Vattenfall’s area, 14% in RWE’s and only 1% in EnBW’s area.
Figure 3-2: The German High Voltage Transmission Network and its TSOs.
100
Germany
3.1.2 Overview of the Distribution Systems
Germany has around 700 operators of distribution networks and 50 operators of regional networks, see Figure 3-3.
TPF
41
FPT
The companies
range from very small network operators for small towns to area network operators covering a number of districts.
Figure 3-3: Schematic geographic representation of German distribution companies. Each small color dot representing a distribution company.
Source: VDN (German Network Association)
TP
41
PT
http://www.boeckler.de/pdf/wsi_pj_piq_sekstrom.pdf.
101
Germany SOU 2008:13
The network companies have a mixed ownership, but most of them are municipal companies. They used to have their own power generation (mainly local CHP) and sold the generated power, mainly within the local communities. Nowadays they are unbundled (accountingwise), so typically a local network company, generator and retailer are still municipal. The deregulation in Germany, however, has increased the number of mergers in the network sector; hence the number of local network companies has decreased from around 900 to around 700 in the past years.
3.1.3 Relevant Legislations for Renewable Energy
The following legislations impact the development of renewable energy in Germany:
• Renewable Energy Sources Act (2004)
TPF
42
FPT
: In April 2000 the first
version of the Renewable Energy Sources Act (RES) was put into force by the German parliament, the Bundestag. The Bundestag amended it again on 1 August 2004 with the “Act Revising the Legislation on Renewable Energy Sources in the Electricity Sector”. Another update of the RES Act is scheduled for early 2009.
The Renewable Energy Source Act replaced the Electricity Feed Act,
TPF
43
FPT
which was in place from 1991 to 2000. In principle
the Electricity Feed Act started the development of wind power in Germany by granting priority to wind power by forcing operators of power grids to give priority to electricity fed-in by renewable energies into the grid and to pay a defined, fixed power purchase prices (feed-in tariff) for this. The entry into force of the Renewable Energy Sources Act in the year 2000 has extended this principle to biomass, photovoltaics and geothermal energy.
The amendment of the Renewable Energy Act (EEG) from 1 August 2004 continued with the basic principle – i.e. compulsory and priority connections of plants generating electricity from renewable energy sources, as well as compulsory and priority purchase and transmission of, and payment for such electricity; but several new articles reinforce consumer protection and aim
TP
42
PT
Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), in German: http://bundesrecht.juris.de/bundesrecht/ eeg_2004/gesamt.pdf English: http://www.erneuerbare-energien.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/eeg_en.pdf
TP
43
PT
Also often translated as Electricity Input Act of 1990 (“Stromeinspeisungsgesetz”).
102
Germany
at increasing transparency and reducing the costs inherent to the system. One of these regulations, for example, provides for a public register of plants generating electricity from renewable sources. Also renewable power generation has, in principle, gained the legal right to be connected to the power system, i.e. no separate agreement or contract between a network operator and an operator of a renewable energy plant is required anymore.
• National Energy Act: This regulation of the electricity system in Germany prior to start of the liberalization process was based on the National Energy Act of 1935
TPF
44
FPT
. The central aim of this law was the establishment of a cost-efficient and safe energy distribution. In 1998, two years after the EU Directive regarding deregulation was passed, Germany introduced the National Energy Act 1998
TPF
45
FPT
. The Energy Act defined the legal and regulatory basic principles of the German electricity supply system, hence this Act sets the framework for all non-renewable energy sources. This framework can be summarized as followed:
- complete liberalization of all segments of the electricity sector. - access to the transport network had been regulated by the
“negotiated access” through “association agreements between energy producers and industrial consumers” (without a special regulatory agency); - unbundling of production and supply segments from the net-
work segment through “separation of accounts”.
With the National Electricity Act of 1998 also the regulation of the electricity network was given over to the network companies. The network companies used so called “associations´ agreements” to regulate network access and tariffs. The “associations’ agreements”, however, caused many legal conflicts concerning the entry to the transmission network for new power producers. In 2003, the Federal Council of Germany demanded an effective control concerning the regulation of the network access, transmission tariffs and demanded a participation of the Federal States in its regulation which was achieved through the National Energy Act of 2005. With the implementation of the regulated access, the
TP
44
PT
Energiewirtschaftsgesetz von 1935 / EnWG 1935.
TP
45
PT
Energiewirtschaftsgesetz von 1998.
103
Germany SOU 2008:13
legal unbundling was fixed and a regulatory agency (“Bundesnetzagentur”) was determined.
Since July 2005, the new regulatory agencies have been responsible for regulating and unbundling of the electricity and gas transport segments. One regulatory agency at federal level (“Bundesnetzagentur”) is part of the Federal Ministry of Economics and works under its supervision. Additionally, on the level of the Federal States, the respective regulatory agencies are part of the Ministries of Economics of the Federal States (“Landesregulierungsbehörden”). The regulator on Federal State level are responsible for regulating network companies with less than 100,000 electricity or gas customers (incl. end customers), but the Federal States may delegate responsibility to the Bundesnetzagentur.
However, even today questions remain about the detailed tasks of the regulatory agency, i.e. which areas fall within its responsibility. In addition, as the regulatory agency is still in its startup phase, it currently focuses on certain key tasks and puts very low emphasis on issues related to the Renewable Energy Sources Act such as network upgrade or connection policy related to the RES.
The National Energy Act states that the German government has to develop four additional regulations, which replace issues formerly mainly defined in the “associations´agreements”. Three of the four have already been implemented. These are:
• Electricity Network Access Ordinance
TPF
46
FPT
: It defines the general
methods of how network companies should measure, document and calculate the actual power flow in the different networks as well as the needed balancing services. This method includes specific regulations of how to include imbalances caused by renewable energies connected to the grid under the RES Act.
• Electricity Network Charges Ordinance
TPF
47
FPT
: It sets the general
approach of how to define network charges for transmitting power and how to calculate imbalances between scheduled power delivery and actual delivery.
TP
46
PT
Verordnung über den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen, or Strom-Netzzugangsverordnung or StromNZV from 25.07.2005, http://www.esw.e-technik.uni-dortmund.de/de/ textonly/content/Lehre/Vorlesungen/NEMIII/downloads/StromNZV.pdf
TP
47
PT
Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen, or StromNEV from 25.07.2005, see http://www.esw.e-technik.uni-dortmund.de/de/textonly/ content/Lehre/Vorlesungen/NEMIII/downloads/StromNEV.pdf (in German).
104
Germany
• Electricity Network Connection Ordinance
TPF
48
FPT
: It defines the legal
requirements for network companies to connect customers, i.e. end user, to the distribution network and the corresponding responsibilities such as metering and costs. The ordinance does not apply to generation sources defined in the RES Act.
Finally, the only missing additional regulation is related to the definition of the network tariffs. The German government has suggested to introduce – instead of a cost plus regulation scheme – an incentive regulation scheme starting from January 2009. So far, the German government has only formulated a first draft of this regulation defining the incentive regulation.
TPF
49
FPT
Infrastructure Law
TPF
50
FPT
: The law is supposed to speed up infra-
structure projects including railway project, motorways and connections to offshore wind farms. It reformulates certain paragraphs in a number of other laws, including the National Energy Act.
In principle the law follows approaches that are similar to those used in Denmark and are under development in the UK, i.e. TSOs are obliged to cover the cost of connecting offshore wind farms to the grid between the offshore substation and the nearest transmission line. This also means that connections to offshore wind farms can be shared by a number of projects, avoiding a situation where each development consortium tries to arrange its own link. Since many farms are planned for a distance of more than 20 kilometres off the coast, grid connection represents a substantial part of their capital cost.
CHP Law
TPF
51
FPT
: The Co-generation Act follows a similar approach
as the RES Act, i.e. it guarantees priority grid connection. However, it only provides a bonus payment for the electricity produced, which varies according to the type of CHP-installation and decreases over the years.
The bonus payment is different for different generation and decreased from 1.53 c€/kWh p.a. in 2002 to 0.97 c€/kWh in 2006 for
TP
48
PT
Verordnung ubre Allgemeine Bedingungen für den Netzanschluss und dessen Nutzung für die Elektrizitätsversorgung in Niederspannung-Niederspannungsanschlussverordung-NAV, 1 November 2006, see http://www.stadtwerke-juelich.de/PDF/TV-N_NAVStrom-NL.pdf (in German).
TP
49
PT
http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/V/verordnung-zum-erlass-und-zur-aenderung- von-rechtsvorschriften-auf-dem-gebiet-der-energieregulierung,property=pdf,bereich= bmwi,sprache=de,rwb=true.pdf
TP
50
PT
Gesetz zur Beschleunigung von Planungsverfahren für Infrastrukturvorhaben vom
9. Dezember 2006, see http://217.160.60.235/BGBL/bgbl1f/bgbl106s2833.pdf (in German).
TP
51
PT
Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz vom 19. März 2002; see http://bundesrecht.juris.de/ bundesrecht/kwkg_2002/gesamt.pdf (in German).
105
Germany SOU 2008:13
existing CHP-plants, it is 5.11 c€/kWh for new small installations up to 50 kilowatt if continuous operation had started by the end of 2005. Fuel cell plants again have a different bonus payment. See Section 3.2 for comparison to RES Act.
3.1.4 Regulatory Framework for Network Companies
The German regulator, the Bundesnetzagentur, is responsible for regulating and authorizing network companies, including approving network tariffs. Today, the German network companies are regulated on the basis of an ex-ante cost plus approach, i.e. the network companies have to present all relevant costs to the network regulation authorities and suggest a network tariff based on the costs and a certain profit. The regulator must either approve the suggested tariffs or can propose lower tariffs. The procedure is based on an ex-ante system, for instance, the costs that occurred in 2006 are the basis for the network tariffs in 2008. Conflicts between the regulatory agency and the network company regarding tariff setting can go all the way to courts.
Starting in 2009, network tariffs will not be regulated any more on cost basis, but on the basis of an incentive regulation (based on a price-/revenue-cap regulation).
The cost-plus approach means that network upgrading costs, for example due to renewable energy installation, can be fully recovered by the network company as the additional costs will directly result in higher network tariffs. As the development of wind power is mainly concentrated in the costal areas, this potential could result in higher distribution network tariffs in areas with very large amounts of wind energy or other renewable energy.
This point was discussed with the German regulator, VDN (the German network association) and the German wind energy association, and none of these three parties considered this an important issue.
TPF
52
FPT
The reason for this might be that the required network up-
grades are rather limited so far, due to the rather oversized network in former West-Germany. Typically, network upgrades are required in regional networks and hardly in actual distribution networks, so the additional costs are distributed over a large number of customers.
Nevertheless, VDN pointed out that occasionally network companies complain about significant investment costs, resulting in higher
TP
52
PT
Based on a phone discussion with VDN in June 2007.
106
Germany
network tariffs.
TPF
53
FPT
However, these are typically individual cases that
are not important enough for all network companies to lobby for a different approach. However, with the introduction of an incentivebased regulation approach this will change and VDN already has pointed out that the new regulation approach has to specially include the specifics of network upgrades caused by renewable energy expansion.
In addition, the Bundesnetzagentur commented that higher network tariffs due to network upgrades are not considered an important aspect as public complaints are very limited.
TPF
54
FPT
The situation is different for the network connection of offshore wind farms. According to the infrastructure law, the four TSOs are obliged to build and operate the connection between the offshore wind farm and the nearest transmission line onshore. As only the two coastal TSOs are affected by the law, i.e. E.on Netz and Vattenfall Transmission, the additional investment costs would lead to significant differences in network tariffs between those two and the remaining two TSOs. Hence, the infrastructure law (§ 4) requires that the TSOs share the cost proportional to its customers, i.e. each electricity customer in Germany is supposed to pay a similar share of the network connections of the offshore wind farms.
3.1.5 Development of the Wind Power Sector in Germany
In Germany, the development of wind power started as an independent development of small and medium-sized companies as the large utilities were initially not allowed to own wind power. Even though this was changed later, still today more than 90% of all wind power installed is owned by private individuals, small companies and other independent power producers. Until a few years ago, mainly privat German investors financed wind power projects in Germany; today many wind farms are owned by international investors.
The installation of wind farms took mainly place in form of single wind turbines or clusters of wind turbines, only in the last 2–3 years larger wind farms (up to around 100 MW) have been developed. Hence, almost the entire wind farm capacity installed in Germany is connected to the distribution or regional network.
TP
53
PT
According to the VDN, those complains focused on Northern Germany in the late 1990, later the impacted network companies were mainly in Eastern Germany and today network companies in South Germany start to complain due to increase number of PV installations.
TP
54
PT
Based on a phone discussion with, the Bundesnetzagentur in June 2007.
107
Germany SOU 2008:13
In the beginning of the German wind power development, most of the installations were along the costal lines, later wind power moved more and more inland. Figure 3-4 shows the regional distribution of wind power in Germany in 2006.
Figure 3-4: Regional distribution of wind power in Germany; in blue total installed capacity; in red capacity added 2006. Status end of 2006
TPF
55
FPT
TP
55
PT
Source: http://www.dewi.de/dewi/fileadmin/pdf/publications/Magazin_30/05.pdf
108
Germany
Figure 3-5 shows the potential regional share of wind power in relation to the net electrical energy consumption of the different States in Germany. It can be seen that wind power plays an important role in the electricity supply, particularly in the coastal areas but also in some inland states.
Figure 3-5: Shares of the potential annual energy yield of the net electrical energy consumption for the Federal States of Germany. Status end of 2006
TPF
56
FPT
TP
56
PT
Source: http://www.dewi.de/dewi/fileadmin/pdf/publications/Magazin_30/05.pdf
109
Germany SOU 2008:13
Today the wind power industry is an important economic factor in Germany. In 2004, around 64,000 people worked in the German wind sector (57,000 in the bio-energy sector, and another 36,000 in the sectors of solar energy, hydropower, and geothermal energy, so totally 157,000 positions in the renewable energy sector).
TPF
57
FPT
About half of all employees are involved in the production and operation of systems and the other half are employed by suppliers or upstream economic sectors like engine construction and electrical device manufacturers, but also including the steel industry as well as company-specific services and the insurance industry.
3.1.6 Future Plans and Possible Barriers for the Further Development of Wind Power
Onshore Wind Power
The annually installed wind power in Germany has dropped from around 3,247 MW in 2002 to about 2,100 MW in 2006. The current predictions for installation of onshore wind power foresee a drop of the annually installed wind power to around 1500 MW. Reasons for this are:
TPF
58
FPT
• Limited number of areas that could be used for additional wind power installations;
• The most economic locations are already utilized, it becomes difficult to find economic locations;
• Larger turbine heights, which probably would make some locations economic for wind power installations, are more and more limited by building codes;
• The annual decrease of the feed-in tariff makes it even more difficult to find economic locations; at the same time turbine prices are increasing due to higher raw material costs (e.g. steel) and new requirements outlined in grid codes;
• Network companies have not been able to upgrade the power systems as fast as wind power was growing, hence more and more congestions in the power system slow down the development of wind power. Due to the congestions, curtailment of wind power
TP
57
PT
Renewable Energy: Employment Effects, Federal Ministry for the Environment, Nature Conservation and Nuclear Safety (BMU), see http://www.erneuerbare-energien.de/files/pdfs/ allgemein/application/pdf/employment_effects_061211.pdf
TP
58
PT
http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/Publikationen/Studien/eeg-auswirkungender-aenderungen-langfassung,property=pdf,bereich=bmwi,sprache=de,rwb=true.pdf
110
Germany
can now be used by network companies to reduce bottlenecks, hence wind farm operators face for the first time the risk of not being able to feed its power generation into the grid, which increases the economic risks for the wind farm operator;
• Repowering, i.e. replacement of old wind turbines with more efficient new wind turbines, often faces similar obstacles i.e. limited network capacity and building codes which limit the possibility to install larger turbines;
Offshore Wind Power
Figure 3-6 shows a forecast by the German Wind Energy Institute of the installed wind power capacity until 2030. The main source of growth here is offshore power generation and that onshore installation will remain quite constant. Which projects will ultimately be implemented is just as vague at the moment as the effects that repowering will have, i.e. the replacement of existing generators by more powerful onshore units.
Figure 3-6: Forecast for the development of wind power in Germany.
0
5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000 45.000 50.000
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030
Year
Onshore and Offshore
0
5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000 45.000 50.000
5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000 45.000 50.000
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030
Year
Onshore and Offshore
Onshore
Onshore and Offshore
Source: Deutsches Windenergie Institut.
111
Germany SOU 2008:13
Earlier estimates assumed that by 2010 a few thousand MW of offshore wind power will be installed in German water, but so far hardly any project has been built. The first larger offshore project (60 MW) is scheduled for construction in 2008. The early estimates influenced the price setting of the feed-in tariff for offshore wind farms, i.e. the feed-in tariff was set quite high for the years up to 2010 to allow the development of first offshore demonstration projects, see also Table 3-4. After 2010, the offshore wind technology was assumed to be well established, hence the feed-in tariff drops significantly in the following years. As the development of demonstration projects has hardly happened, the German government is discussing to significantly increase the feed-in tariff for offshore wind farms for the years after 2010 for the next update of the RES Act planned for 2008.
TPF
59
FPT
According to newspaper reports, the first
draft of the 2009 version of the RES Act is aiming at a feed-in tariff of 14 c€/kWh for the first years to finally kick-off offshore wind power in Germany. The feed-in tariff will drop to 6.9 c€/kWh after a few years.
The reason for the slow development of offshore wind farms in Germany are:
• Very high initial investment costs due to long distance to shore
(~100 km) and large water depth for suitable locations; economics of the projects very uncertain particularly due to rising wind turbine prices;
• Long, complicated and costly permitting process. Nevertheless, so far around 10 projects have been approved for building which would lead to around 3,000 MW (in the first phase). Additional projects currently applying for a building permit could add another 13,000 MW.
TPF
60
FPT
• Grid connection issues and responsibility for building a connection to shore was long an open issue. This has changed now with the introduction of the Infrastructure law, see Section 3.1.3.
TP
59
PT
The first government documents related to 2009 RES Act formulate a renewable energy target in the electricity sector of 27% for 2020 and 45% for 2030.
TP
60
PT
See also http://www.offshore-wind.de.
112
Germany
3.2 Payment Scheme for Renewable Energy Sources
Since 1991, electricity produced from renewable energy has been reimbursed via a so called fixed feed-in tariffs, i.e. a Government defined nationally fixed minimum purchase price for renewable energy. In April 2000, the Electricity Feed Act, which had been in force since 1991, was replaced by the Renewable Energy Sources Act (RES). The Bundestag amended it again on 1 August 2004 with the “Act Revising the Legislation on Renewable Energy Sources in the Electricity Sector”. Another update of the RES Act is scheduled for early 2009.
In the 1990s additional reimbursement, i.e. in addition to Electricity Feed Act payments, could be obtained by joining select projects within the framework of its “250MW of Wind” program. In some cases, the states also granted investment cost subsidies, i.e. using certain wind turbine prototypes in a wind project. This meant that in the early 1990s it was often possible to combine subsidy schemes at the national and state level. The feed-in tariff plus additional subsidies added up to a kilowatt hour reimbursement of 18.31 c€/kWh for wind power in 1991. Considering an average feedin reimbursement of 7.44 c€/kWh for onshore wind power in 2006, this represents a drop in the reimbursement of wind power of over 59%.
TPF
61
FPT
Renewable Energy Sources Act (2004)
For onshore wind power, an initial rate of 8.36 c€/kWh has been set for a minimum of five years for wind turbines which come into operation in 2006. Subsequently, dependent on the specific wind resources on site, the feed-in compensation will be reduced to 5.28 c€/kWh. This reduction will come into effect at sites with very high yields at the end of the fifth operating year whilst the higher price will remain in force at other sites. This means that over the 20 years, dependent on site quality, there will be an average feed-in compensation of between 5.07 and 8.36 c€/kWh. The minimum tariffs decrease, in accordance with the Renewable Energy Sources Act, by a nominal 2% annually for newly operational systems. Thereby a system which becomes operational in 2007 will have an initial
TP
61
PT
http://www.wind-energie.de/fileadmin/dokumente/Kurzinfos/BWE%20ISET%20Brosch% FCre%20Engl.pdf
113
Germany SOU 2008:13
rate of 8.19 c€/kWh, which will be reduced to 5.17 c€/kWh after 5 years if they have reached 150% of the reference yield at the planned site. The reference yield is the power production in kWh that a certain wind turbine will produce at a typical inland location with an average wind speed of 5.5 m/s at 30 meters above ground in 5 years. The reference yield is defined for each wind turbine type available in Germany and varying with hub height. The Renewable Energy Sources Act foresees special regulations for re-powering systems and offshore wind power. However, there is no obligation to pay remuneration for wind power systems which do not achieve at least 60% of a defined reference yield at the planned site.
Table 3-4 to Table 3-9 on the following pages list the feed-in tariffs for the different renewable energy technologies based on the RES Act from 2004. It can be seen that a feed-in tariff is defined for almost all renewable energy technologies. One exception exists for hydropower. According to § 6 I RES Act, if the hydropower plant has no spatial connection to a barrage weir with lock or a weir that has entirely or partially already been existing or has been newly built for predominantly other purposes than hydropower generation or contains a full cross lining or if it can be proved that there results an unfavourable ecological state or that the ecological state has not been substantially improved in comparison to the previous situation. According to the regulations of this law, hydropower of more than 5 MW up to incl. 150 MW is only remunerated if the facility has been renewed between 1 August 2004 and 31 December 2012 and if the renewal has resulted in an increase in electrical capacity of a minimum of 15 percent and if after the renewal a proven good ecological state has been achieved or if the ecological state has been substantially improved in comparison to the previous situation.
The feed-in tariff is always paid by the network company to which the renewable generation unit is connected. The network company hands the associated cost over to the corresponding transmission company in the area. The transmission companies pass the costs further on to all retailers in Germany. Each retailer gets a similar share, depending on the number of its customers, and it pays the average feed-in costs of all eligible renewable energy fed into the German power system (calculated on a monthly basis). The idea is that all electricity consumers take a similar share of the renewable energy produced and pay a similar amount of money for it, i.e. the impact of the higher costs for the renewable energy is shared by all
114
Germany
consumers. Only certain energy intensive industries receive a special treatment, which means their share of renewable energy is lower.
Table 3-4: Feed-in tariffs for Wind Power based on Renewable Energy Sources Act 2004
Year of Installation
Onshore Offshore
Initial
[c€/kWh]
Final* [c€/kWh]
Initial [c€/kWh]
Final** [c€/kWh]
2004 8.70 5.50 9.10 6.19 2005 8.53 5.39 9.10 6.19 2006 8.36 5.28 9.10 6.19 2007 8.19 5.17 9.10 6.19 2008 8.03 5.07 8.92 6.07 2009 7.87 4.97 8.74 5.95 2010 7.71 4.87 8.57 5.83 2011 7.56 4.77 5.71 5.71 2012 7.41 4.67 5.60 5.60 2013 7.26 4.58 5.49 5.49
* Exact time of final reimbursement depends on the reference yield and really achieved yield, at the earliest after five years, though. The initial reimbursement can be extended if the new plant replaces other plants in the same county and at least triples the effect. ** Time of the final reimbursement at the earliest after 12 years and only for plants that have become operative prior to 31 December 2010. An extension of the timeframe depends on the distance to shore and water depth. Note: Based on the 2000 version of the Renewable Energy Sources Act, the feed-in tariff for the first five years was (after 5 years) 9.10 c€/kWh (6.19 c€/kWh ) until end of 2001, for 2002: 9.00 c€/kWh (6.10 c€/kWh ) and for 2003: 8.90 c€/kWh (6.00 c€/kWh ).
115
Germany SOU 2008:13
Table 3-5: Feed-in tariffs for Photovoltaic based on Renewable Energy Sources Act 2004
Year of Installation
Installed on or part of a building Not part of a building
Special
Cases
up to
30 kW
> 30 kW to
100 kW
> 100 KW up to 30 kW
> 30 kW to
100 kW
> 100 KW
[c€/kWh] [c€/kWh] [c€/kWh] [c€/kWh] [c€/kWh] [c€/kWh] [c€/kWh]
2004 57.40 54.60 54.00 62.40 59.60 59.00 45.70 2005 54.53 51.87 51.30 59.53 56.87 56.30 43.42 2006 51.80 49.28 48.74 56.80 54.28 53.74 40.60 2007 49.21 46.82 46.30 54.21 51.82 51.30 37.96 2008 46.75 44.48 43.99 51.75 49.48 48.99 35.49 2009 44.41 42.26 41.79 49.41 47.26 46.79 33.18 2010 42.19 40.15 39.70 47.19 45.15 44.70 31.02 2011 40.08 38.14 37.72 45.08 43.14 42.72 29.00 2012 38.08 36.23 35.83 43.08 41.23 40.83 27.12 2013 36.18 34.42 34.04 41.18 39.42 39.04 25.36
Note: Based on the 2000 version of the Renewable Energy Sources Act, the feed-in tariff was 50.62 c€/kWh until end of 2001, for 2002: 48.10 c€/kWh and for 2003: 45.70 c€/kWh.
Table 3-6: Feed-in tariffs for Hydro units based on Renewable Energy Sources Act 2004
Year of Installation
For units permited
until end of 2007
For existing units that increase its efficency by 15%;
payment only for the additional power production due
to efficency improvement
up to 500 kW
> 500 kW
to 5 MW
up to 500 kW
> 500 kW to 10 MW
> 10 MW to 20 MW
> 20 MW to 50 MW
> 50 MW to
150 MW [c€/kWh] [c€/kWh] [c€/kWh] [c€/kWh] [c€/kWh] [c€/kWh] [c€/kWh]
2004 9.67 6.65 7.67 6.65 6.10 4.56 3.70 2005 9.67 6.65 7.59 6.58 6.04 4.51 3.66 2006 9.67 6.65 7.51 6.51 5.98 4.46 3.62 2007 9.67 6.65 7.43 6.44 5.92 4.42 3.58 2008 9.67 6.65 7.36 6.38 5.86 4.38 3.54 2009 9.67 6.65 7.29 6.32 5.80 4.34 3.50 2010 9.67 6.65 7.22 6.26 5.74 4.30 3.47 2011 9.67 6.65 7.15 6.20 5.68 4.26 3.44 2012 9.67 6.65 7.08 6.14 5.62 4.22 3.41 2013 9.67 6.65 - - - - -
116
Germany
Table 3-7: Feed-in tariffs for Geothermal based on Renewable Energy Sources Act 2004
up to 5 MW
> 5 MW to
10 kW
> 10 MW to
20 MW
> 20 MW
Year of Installation
[c€/kWh] [c€/kWh] [c€/kWh] [c€/kWh]
2004 15.00 14.00 8.95 7.16 2005 15.00 14.00 8.95 7.16 2006 15.00 14.00 8.95 7.16 2007 15.00 14.00 8.95 7.16 2008 15.00 14.00 8.95 7.16 2009 15.00 14.00 8.95 7.16 2010 14.85 13.86 8.86 7.09 2011 14.70 13.72 8.77 7.02 2012 14.55 13.58 8.68 6.95 2013 14.40 13.44 8.59 6.88
Note: Based on the 2000 version of the Renewable Energy Sources Act, the feed-in tariff for units up to 20 MW was 8.95 c€/kWh between 2001 and 2004 and for units larger than 20 MW it was 7.16 c€/kWh.
Table 3-8: Feed-in tariffs for Biomass based on RES Act 2004-Part 1
Year of Installation
Biomass excluding the use of wood
Biomass including
wood
up to
150 kW
up to 150 kW
(CHP)
> 150 kW
up to 500 kW
> 150 kW
up to 500 kW
(CHP)
> 500 kW
up to 5 MW
> 500 kW
up to 5 MW (CHP)
> 5 MW
up to
20 MW
> 5 MW
up to
20 MW (CHP)
up to
20 MW
[c€/kWh] [c€/kWh] [c€/kWh] [c€/kWh] [c€/kWh] [c€/kWh] [c€/kWh] [c€/kWh] [c€/kWh]
2004
11.50 2.00 9.90 2.00 8.90 2.00 8.40 2.00
2005
11.33 2.00 9.75 2.00 8.77 2.00 8.27 2.00
2006
11.16 2.00 9.60 2.00 8.64 2.00 8.15 2.00 3.78
2007
10.99 2.00 9.46 2.00 8.51 2.00 8.03 2.00 3.72
2008
10.83 2.00 9.32 2.00 8.38 2.00 7.91 2.00 3.66
2009
10.67 2.00 9.18 2.00 8.25 2.00 7.79 2.00 3.61
2010
10.51 2.00 9.04 2.00 8.13 2.00 7.67 2.00 3.56
2011
10.35 2.00 8.90 2.00 8.01 2.00 7.55 2.00 3,51
2012
10.19 2.00 8.77 2.00 7.89 2.00 7.44 2.00 3.46
2013
10.04 2.00 8.64 2.00 7.77 2.00 7.33 2.00 3.41
Note: Based on the 2000 version of the Renewable Energy Sources Act, the feed-in tariff for units up to 500 kW was 10.23 c€/kWh until end of 2001; 10.10 c€/kWh for 2002 and 10.00 c€/kWh for 2003. For units larger than 500 kW and up to 5 MW, the feed-in tariff was 9.21 c€/kWh until end of 2001; 9.10 c€/kWh for 2002 and 9.00 c€/kWh for 2003. For units larger than 5MW and up to
117
Germany SOU 2008:13
20 MW, the feed-in tariff was 9.21 c€/kWh until end of 2001; 9.10 c€/kWh for 2002 and 9,00 c€/ kWh for 2003.
Table 3-9: Feed-in tariffs for Biomass based on RES Act 2004-Part 2
Categories a1 b a1b a1 b a1b a2 b a2b a3 a3b
Year of Installation
up to 150 kW
up to 150 kW
up to 150 kW
> 150 kW
up to 500 kW
> 150 kW
up to
500 kW
> 150 kW
up to 500 kW
>150 kW
up to 5 MW
>150 kW
up to 5 MW
>150 kW
up to 5 MW
>150 kW
up to 5 MW
>150 kW
up to 5 MW
[c€/
kWh]
[c€/
kWh]
[c€/
kWh]
[c€/
kWh]
[c€/
kWh]
[c€/
kWh]
[c€/
kWh]
[c€/
kWh]
[c€/
kWh]
[c€/
kWh]
[c€/
kWh]
2004
17.50 13.50 19.50 15.90 11.90 17.90 12.90 10.90 14.90 11.40 13.40
2005
17.33 13.33 19.33 15.75 11.75 17.75 12.77 10.77 14.77 11.27 13.27
2006
17.16 13.16 19.16 15.60 11.60 17.60 12.64 10.64 14.64 11.14 13.14
2007
16.99 12.99 18.99 15.46 11.46 17.46 12.51 10.51 14.51 11.01 13.01
2008
16.83 12.83 18.83 15.32 11.32 17.32 12.38 10.38 14.38 10.88 12.88
2009
16.67 12.67 18.67 15.18 11.18 17.18 12.25 10.25 14.25 10.75 12.75
2010
16.51 12.51 18.51 15.04 11.04 17.04 12.13 10.13 14.13 10.63 12.63
2011
16.35 12.35 18.35 14.90 10.90 16.90 12.01 10.01 14.01 10.51 12.51
2012
16.19 12.19 18.19 14.77 10.77 16.77 11.89 9.89 13.89 10.39 12.39
2013
16.04 12.04 18.04 14.64 10.64 16.64 11.77 9.77 13.77 10.27 12.27
Categories:
a1: Exclusively biomass from a) plants and parts of plants without processing, b) liquid manure and malt residuum/slop c) substance mix a+b and if the plant is authorized for such substances and if the plant is authorized for such substances and there is no biomass plants of a different variety on the premises for the proportion up to including 500 kW;
a2: Exclusively biomass from a) plants and parts of plants without processing, b) liquid manure and malt residuum/slop c) substance mix a+b and if the plant is authorized for such substances and if the plant is authorized for such substances and there is no biomass plants of a different variety on the premises for the proportion of 500 kW up to including 5 MW
a3: Use of wood for the proportion of 500 kW up to 5 MW.
b: Exclusively biomass according to biomass regulation without spec. matured timber and plant in CHP operation or biomass production through thermochemical gasification or dry fermentation or if biogas has natural gas quality or if the power is produced through fuel cells, gas turbines, steam engines, organic-cycle plants, multi-substance plants (e.g. Kalina-Cycle plant) or sterling engines.
Figure 3-7 provides an overview of the different cost factors that influence the final electricity price for German consumers. In 2005, the costs of the feed-in tariff added 3% (or 0.56 c€/kWh) to the final power price. In 2006, the costs related to the feed-in tariff increased
118
Germany
to 0.7 c€/kWh or about 2.10 € per months for an average household with an annual electricity consumption of 3,500 kWh per year.
Figure 3-7: Composition of the electricity price in the household sector, 2005
TPF
62
FPT
(EEG = Renewable Energy Source Act).
3.3 Application Procedure for Access and Connection to the Grid
In Germany, non-renewable electricity generators have to individually negotiate access to transmission and distribution grids with the grid operator. A special treatment is defined for renewable energy generators in the Renewable Energy Sources Act § 4. It defines that grid operators shall immediately and as a priority connect plants generating electricity from renewable energy sources and guarantee priority purchase and transmission of all electricity from renewable energy sources.
Due to its importance, the complete Paragraph § 4 of the Renewable Energy Sources Act is included below:
TPF
63
FPT
TP
62
PT
Source: http://www.erneuerbare-energien.de/files/english/renewable_energy/downloads/ application/pdf/broschuere_ee_zahlen_en.pdf
TP
63
PT
Source: http://www.erneuerbare-energien.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/eeg_en.pdf
119
Germany SOU 2008:13
Article 4 Obligation to purchase and transmit electricity 1) Grid system operators shall immediately and as a priority connect plants generating electricity from renewable energy sources or from mine gas to their systems and guarantee priority purchase and transmission of all electricity from renewable energy sources or from mine gas supplied by such plants. After establishment of a register of installations pursuant to Article 15(3), such obligation for the purchase pursuant to the first sentence above shall apply only if the plant operator has submitted an application for entry into the register. Notwithstanding Article 12(1), plant operators and grid system operators may agree by contract to digress from the priority of purchase, if the plant can thus be better integrated into the grid system. When determining the charges for use of the grid, grid system operators may add any costs incurred in accordance with a contractual agreement pursuant to the third sentence above, provided that such costs are substantiated. 2) The obligation under paragraph (1) first sentence above shall apply to the grid system operator that is most closely located to the plant site and is in possession of a grid technically suitable to receive electricity if there is no other grid with a technically and economically more suitable grid connection point. A grid shall be deemed to be technically suitable even if – notwithstanding the priority established under paragraph (1) first sentence above – feeding in the electricity requires the grid system operator to upgrade its grid at a reasonable economic expense; in this case, the grid system operator shall upgrade its grid without undue delay, if so requested by a party interested in feeding in electricity. If the plant must be licensed in accordance with any other legal provisions, the obligation to upgrade the grid in accordance with the second sentence above shall only apply if the plant operator submits either a license, a partial license or a preliminary decision. The obligation to upgrade the grid shall apply to all technical facilities required for operating the grid and to all connecting installations which are owned by or passed into the ownership of the grid system operator. 3) The obligation for priority connection to the grid system pursuant to paragraph (1) first sentence above shall apply even if the capacity of the grid system or the area serviced by the grid system operator is temporarily entirely taken up by electricity produced from renewable energy sources or mine gas, unless the plant does not have a technical facility for reducing the feed-in in the event of grid overload. The obligation pursuant to paragraph (1) first sentence above for priority purchase of the electricity produced in these plants shall apply only if the capacity of the grid system or the area serviced by the grid system operator is not already used up by electricity produced in other plants generating electricity from renewable energy sources or mine gas which were connected prior to these plants; the obligation to upgrade the grid system without undue delay pursuant to paragraph (2) second sentence above shall remain unaffected. In the event of non-purchase of such
120
Germany
electricity, the grid system operator shall, if so requested by the plant operator, provide proof of fulfillment of the conditions set out in the second sentence above in writing within four weeks and produce verifiable calculations. 4) The relevant data on the grid system and on the electricity generation plants, which are required to test and verify the grid compatibility, shall be presented upon request within eight weeks where this is necessary for the grid system operator or the party interested in feeding in electricity to do their planning and to determine the technical suitability of the grid. 5) The obligation for priority purchase and transmission of electricity in accordance with paragraph (1) first sentence above shall also be applied, if the plant is connected to the grid of a plant operator or a third party who is not a grid system operator within the meaning of Article 3(7) and if the electricity is offered to a grid system in accordance with Article 3(6) via a merely budgeted transit through this grid system. 6) The upstream transmission system operator shall guarantee priority purchase and transmission of the quantity of energy purchased by the grid system operator in accordance with paragraph (1) or (5) above. If there is no domestic transmission system in the area serviced by the grid system operator entitled to sell electricity, the most closely located domestic transmission system operator shall purchase and transmit electricity in accordance with the first sentence above. The first sentence above shall apply mutatis mutandis to other grid system operators.
In principle under the Renewable Energy Sources Act a renewable power generation has the legal right to be connected to the power system, i.e. in principle not even a separate agreement or contract should be required anymore between a network operator and an operator of a renewable energy plant. However, based on a recent court decision this legal right applies only to an already installed renewable energy generator, i.e. a renewable energy generator must still negotiate an access agreement if it wants to be sure in advance of how much it can connect and when. This small difference is important, because a network upgrade takes time and no investor will build a wind farm without knowing in advance how much wind power can be connected and when.
From the network operator’s perspective the contractual agreement is important because the Renewable Energy Sources Act 2004 (for the first time) allows the network companies to, in principle, curtail renewable energy if this allows more wind farms to be connected to the grid and if both parties agree in advance on this (RES
121
Germany SOU 2008:13
Act: …agree by contract to digress from the priority of purchase, if the plant can thus be better integrated into the grid system.).
Particular E.on Netz, the TSO with the largest share of wind power has defined a number of bottlenecks within its transmission network for times with high wind production and low local load, see Figure 3-8. E.on has signed special contracts with around 1000 MW of wind power since the introduction of the RES Act in 2004 which allows E.on to curtail the wind power in situations with high wind and low load. Of the 1100 MW, about 300 MW are directly connected to E.on’s network, the remaining 800 MW are connected to the local distribution network. For the curtailment, E.on sends a signal with the level of power generation allowed to the wind farm operator which then has to confirm receiving the signal and has to act. That means that not E.on actually regulates the wind farm down via remote control, it is the responsibility of the wind farm owner to do so. The curtailment can be used in case of bottlenecks, in case of power system stability risks and during power system maintenance. In 2006, about 1% of the energy production of the participant wind farms was lost due to curtailment. The wind farms are not paid for regulating down their power output.
Figure 3-8: Potential bottlenecks within E.on Netz transmission system.
Source: E.on
122
Germany
Network connection costs, i.e. from the wind farm to the connection point have to be paid by the wind farm operator. The network companies are required to upgrade the network and cover the corresponding costs. This typically results in a conflict regarding the best connection point. According to § 17, paragraph (1) and (2) of the National Energy Act 2005, grid operators are obligated to give access to generation units (and others) as long as no technical or economic reasons object against it. This paragraph allows a wide range of interpretation and has caused a large number of court cases. The wind farm lobby argues that in principle even a low voltage system must be upgraded to allow the connection of wind farms, while the network companies typically argue that this is not economically reasonable. The general rule for defining the grid connection point applied for many years was based on the understanding that the total network connection costs, i.e. connection plus upgrade costs, should be minimized independent of who covers which part of the costs.
TPF
64
FPT
A new court decision from July 2007 followed the same principle but also defined that a low voltage network must be upgraded to accommodate wind power even if it required the construction of new overhead lines from the connection point to another substation as long as this leads to the lowest overall network connection costs.
TPF
65
FPT
The argument of the network company was that the new connection is not a network upgrade but part of the network connection, however the court did not accept this argument.
In practice, the network upgrade issue is often solved differently, because the network upgrade based on overhead lines can take years due to very long permit-granting processes. The permit-granting process is typically faster for cabling connections, however they are not considered economically reasonable by the network companies. However, due to declining feed-in tariffs (depending on the year of first connection/operation), time delays have a significant impact on the overall economics of wind farms. Hence, many wind farm operators have decided to take care of the network upgrade issue themselves by building their own cable network to a suitable connection point, often a substation of the next higher voltage level. Some German wind farms have connected different clusters of wind farms to their own cable network to aggregate wind power (up to
TP
64
PT
Clearingstelle nach §10 Abs.3 Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), „Vorläufige Handlungsgrundlage“, 08. Mai 2001, http://www.bmu.de
TP
65
PT
http://juris.bundesgerichtshof.de/cgi-bin/rechtsprechung/document.py?Gericht=bgh&Art =en&az=VIII%20ZR%20288/05
123
Germany SOU 2008:13
100 MW) and then connect these networks to the high voltage system. Legally, even though some of these connections are 30 to 40 km long, these cable networks are considered part of the wind farm so they are not considered a public grid, i.e. they do not fall under the legal regulations for medium or high voltage networks. The various laws do not define a clear application process for grid access with timelines or deadlines,
TPF
66
FPT
but the German Association of
network companies has published a guideline for the application and connection of renewable energy systems under the RES Act.
TPF
67
FPT
The
guideline clearly defines which data have to be submitted to the network company and which methods network companies should apply to calculate the possible interconnection capacity for possible interconnection points.
3.3.1 Definition of the Capacity of a Production Installation
While other countries have certain clear definitions what maximum capacity can be connected to which voltage level, such definitions do not exist in Germany. From the technical perspective the VDN guideline
TPF
68
FPT
regarding network connection is typically used to
define the suitable capacity, however, the final decision for a suitable connection point typically depends on the available capacity and the overall costs for network connection and upgrade, see last Section.
The German wind power association, however, points out that often the published data from the network companies are not sufficient to independently verify the technical calculations regarding the available capacity. The regulator points out that in case of complaints, it is the network companies’ responsibility to demonstrate how the results where obtained.
TP
66
PT
A principle timeline is outlined in Artikel 4, paragraph 4, RES Act: “The relevant data on the grid system and on the electricity generation plants, which are required to test and verify the grid compatibility, shall be presented upon request within eight weeks where this is necessary for the grid system operator or the party interested in feeding in electricity to do their planning and to determine the technical suitability of the grid.”
TP
67
PT
http://www.vdn-berlin.de/global/downloads/Publikationen/Fachberichte/RL_EEG_HH_ 2004-08.pdf
TP
68
PT
ibid.
124
Germany
3.3.2 Permitting Entities
No generation licence or similar is needed for starting up a renewable energy generation unit. Of course a building permit etc. is needed, but from the power system side only an interconnection agreement is needed (which is – as discussed earlier – legally not really required), which is negotiated with the local network company.
3.4 Obligations of a Grid Company Regarding Grid Access
According to § 19, paragraph (1) of the National Energy Act from 2005 (EnWG 2005) grid operators are obligated to define detailed minimum technical requirements for the grid connection of generation units (both conventional and renewable) and to publish these requirements on the internet. The technical minimum requirements mentioned above differ for each voltage level. At transportation level (110 to 380 kV) the TransmissionCode 2003 and at distribution level (< 110 kV) the DistributionCode sets the requirements.
TPF
69
FPT
In addition, according to § 19, paragraph (3), of the same law these requirements must be communicated to the regulatory body (Bundesnetzagentur). According to § 17, paragraph (1) and (2) National Energy Act 2005 grid operators are obligated to give access to generation units (and others) as long as no technical or economic reasons object against it.
On-Site Generation
According to § 18 II National Energy Act, an entity that operates a power generation facility in order to cover its own demand does not fall under the general obligation of a network connection according to Section 1 Clause 1 of National Energy Act. As opposed to this, it results from § 4 V RES Act, that the obligation to purchase and transmit renewable energies even applies if the facility is connected to the network of the facility operator or of a third party that is not a network operator according to § 3 Clause 7 and if the power will
TP
69
PT
TransmissionCode: http://www.vdn-berlin.de/global/downloads/publikationen/ TransmissionCode2003.pdf DistributionCode: http://www.vdn-berlin.de/global/downloads/publikationen/ DistributionCode2003.pdf
125
Germany SOU 2008:13
be commercially transmitted through this network to a network according to § 3 Clause 6.
In Case of Conflicts
The Bundesnetzagentur, the German regulator, is the arbitrating entity in case of conflicts. According to § 13 I of the National Energy Act individuals and associations of individuals whose interests are substantially affected by the behavior of the operator of a power supply network can request the regulating authority to examine such behavior. The authority has to examine whether the behavior of the operator of power supply networks corresponds to the requirements of the regulations.
Such a claim has to include name, address and signature of the claimant as well as company and headquarters of the respective network operator. Furthermore the behavior of the respective network operator that has to be examined, a list with the individual reasons of why there are serious doubts regarding the legality of the network operator’s behavior, and a list with individual reasons of why the claimant is affected by the network operator’s behavior. Unless the claim complies with these prerequisites the regulating authority will not admit the claim.
According to § 13 III of the National Energy Act, the regulating authority will make a decision within two months after receiving the complete claim. This period can be extended by another two months after receiving the complete claim. Given the consent of the claimant, this period can be further extended. If – according to Clause 1 – the claim refers to the grid connection of larger new generation facilities, the regulating authority may further extend the period.
3.4.1 Available Capacity
As mentioned before, there are no clear legal rules regarding the definition of available capacity, except the legally non-binding method outlined within a guideline
TPF
70
FPT
from the network association. Hence,
legally network companies are required to upgrade the network for renewable energy sources whenever capacity is not sufficient – as long as no technical or economic reasons object against it. Technical
TP
70
PT
ibid.
126
Germany
limitations are related to § 11 I 1 National Energy Act, which defines that operators of power supply networks are obligated to operate, maintain and – based on demand – extend without discrimination a safe, reliable and efficient power supply network.
3.4.2 Reservation of Transmission Capacity
In principle it is not possible to reserve transmission capacity in the German system. However, renewable energy sources receive a priority treatment, i.e. conventional power plants must reduce their power output or must even shut down in case of network limitation in order to guarantee priority access to renewable power generation. This even applies to large generation plants such as nuclear power stations. This way, renewable energy sources can feed into the power system until the bottleneck is entirely created by renewable energy sources. Hence, earlier connection of conventional power plants does not result in any preference in the access to the grid. A slight conflict occurs between renewable energy sources and CHP sources, which are both guaranteed priority treatment in the relevant laws, however it is not clear which ranks higher in a case where a bottleneck is entirely created by renewable energy sources and CHP.
3.5 Costs Associated with the Connection to the Grid
This is regulated in general in the directive on the access to power supply networks (Strom NEV). According to § 10 I RES Act, also the operators of renewable energy facilities have to bear the grid connection costs themselves. The legal regulations state that the decisive point of reference regarding a decision on who will bear which costs when connecting renewable energy generation facilities is whether it is a grid connection or a grid upgrade.
TPF
71
FPT
The facility
operator has to pay for the grid connection; the distribution as well as the transmission network operator has to pay for a network extension. This rule which is in principle clear is unclear regarding individual cases. Whether an individual case constitutes a network extension or a network connection is not defined by the law and requires an interpretation. Such disputes are typically solved in civil courts. This results from § 102 I National Energy Act, which states that
TP
71
PT
Different for offshore wind farms, see below.
127
Germany SOU 2008:13
civil legal disputes resulting from this law fall under the exclusive jurisdiction of the district courts, regardless of the value of the matter of dispute.
§ 4 II 3,4 RES Act also determines that the obligations regarding the network extension include all technical facilities required for network operation as well as connection facilities that are owned by the network operator or that will be transferred to the ownership of the network operator. Also according to § 13 II RES Act, the network operator has to bear the costs required only for network extensions due to newly connected, reactivated, extended or otherwise renewed facilities for power generation from renewable energies or firedamp corresponding to § 4 paragraph 2 on the purchase and transmission of renewable energies.
Currently, network companies can recover the costs for network upgrades via higher network consumer tariffs, see Section 3.1.4. Costs related to network extensions related to offshore wind farms are shared by all transmission companies and recovered via higher network tariffs, see Infrastructure law in Section 3.1.3.
3.6 Costs and Obligations Related to Metering
According to § 21 b I of the National Energy Act the operator of a power supply network is responsible for installing, operating and maintaining the metering equipment as well as for metering the supplied power. However, for renewable energies, the facility operator has, according to § 13 I RES Act, to bear the costs for the metering equipment required for recording the supplied and consumed electric work.
TPF
72
FPT
The actual metering installation can be done
by the network company or any other company.
In principal the metering code 2006
TPF
73
FPT
of the German network
association treats conventional power plants and renewable units similar. The equipment required for installations larger than 500 kW must be capable of providing 15 minute metering. For units smaller than 500 kW the readings will be done once a year. Even for a stand alone renewable energy unit, e.g. a wind farm, the metering equipment must be capable of metering delivered electricity and electricity taken from the grid separately. This also applies for self-generator,
TP
72
PT
RES Act: ... measuring devices for recording the quantity of electrical energy transmitted and received shall be borne by the plant operator.
TP
73
PT
http://www.vdn-berlin.de/global/downloads/publikationen//MeteringCode2006.pdf
128
Germany
i.e. residential house with PV equipment; however an aggregated metering (the metering equipment runs backwards in case of delivery of energy into the grid) is in principal possible but requires a special agreement between network company and the operator of the renewable energy unit. Typically, renewable energy operators prefer two separate meterings because the feed-in tariffs are typically higher than the power purchase price for electricity.
3.7 Grid Tariffs
Generators in general are not required to pay network fees or network tariffs in Germany. Until July 2005 there was no legal definition about network tariffs in general in Germany. Until then everyone followed the definition outlined in the associations´ agreement (Verbändevereinbarung II plus)
TPF
74
FPT
of the German network association
that power plants in general are not required to pay any network fee. With the introduction of the National Energy Act of June 2005 and the Electricity Network Charges Ordinance
TPF
75
FPT
, this definition
has become legally binding.
3.8 Rights and Obligations Regarding Real Time Operation
This topic is not relevant in Germany because renewable energy operating under the RES Act are not required to consider real time operation, i.e. transmission system operators have to balance renewable energy. The only exception is defined in the grid codes which requires faultride-through of wind turbines in certain situations.
TP
74
PT
http://www.vdn-berlin.de/global/downloads/Publikationen/vv2plus.pdf
TP
75
PT
See § 15 Abs. 1 S. 3 StromNEV (Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen), from 25.07.2005, see http://www.esw.e-technik.uni-dortmund.de/ de/textonly/content/Lehre/Vorlesungen/NEMIII/downloads/StromNEV.pdf (in German).
129
Germany SOU 2008:13
3.9 Conclusions Germany
General Renewable Energy Promotion Scheme
• A special law for renewable energy grants priority access to renewable energy by forcing operators of power grids to give priority to electricity fed-in by renewable energies into the grid and to pay a defined, fixed power purchase prices (feed-in tariff) for this. Based on this law, conventional power plants have to regulate down their production in case of network bottlenecks or access production to guarantee priority production to renewable energy.
Any size limit in the regulations for renewable energy?
• In general, there are no size limitations such as the 1.5 MW regulation in Sweden. However, the feed-in tariff paid to different renewable energy sources can vary depending on the installed capacity. This is particular the case for biomass, geothermal, photovoltaics and hydro power, but not for wind power. Additional size definitions are used in the definitions for meeting requirements.
Tariff Structure
• Generators in general are not required to pay network fees or network tariffs in Germany. This rule was always applied for conventional as well as for renewable power generators, hence grid tariffs played historically no role in the energy policy to promote renewable energy technologies.
Network upgrade costs
• In principal renewable energy generators are required to pay the costs for the grid connection, i.e. all costs from the wind farm to the connection point, and grid companies are required to pay all network upgrading costs. The issue is typically the definition of the best grid connection point. The general rule for defining the grid connection point applied is based on the understanding that the total network connection costs, i.e. connection plus up-
130
Germany
grade costs, should be minimized independent of who covers which part of the costs. This could mean that a low voltage network must be upgraded to a high voltage network if this is the most economic solution, but it is also possible that the wind farm operator must build a long line itself to a suitable connection point if this is more economic than upgrading the existing network.
Network concessions
• Network concessions also exist in Germany, however, wind farms can build their own network for the sole purpose of connecting the wind farm to the power system. These wind farm networks are treated as industrial networks, i.e. the rules and regulations of distribution or transmission networks do not apply to these industrial networks.
Network Connection Procedure
• The procedure is not clearly described, but the network association has developed a guideline for the network companies of how to deal with applications. The relevant law defines that “Grid system operators shall immediately and as a priority connect plants generating electricity from renewable energy sources”, hence applications can complain to the German regulator in case of delays and the network company then has to explain to the regulator what caused the delays.
Metering
• Renewable generators larger than 500 kW need 15 minute metering systems, metering im/export separately. For small generators only a continuous metering system is required but also measuring im/export separately.
131
133
4 United Kingdom
4.1 Introduction
The United Kingdom (UK) has currently around 76 GW of electricity generation capacity to meet an annual consumption of about 350 TWh and winter peak demand of about 63 GW. The UK has also a diverse electricity generation mix. In 2006, 36% was generated by gas-fired power stations, 37% from coal, 18% from nuclear, and 4.5% from renewables, see also Figure 4-1.
Figure 4-1: UK Electric Energy Production in 2006.
Source: http://www.berr.gov.uk/files/file39569.pdf.
United Kingdom SOU 2008:13
134
Figure 4-2: Electrical Generating Capacity of Renewable Energy from 1997 to 2006 (excluding large scale hydro, which had a capacity of 1,369 MWe in 2006; (2) Wind includes both onshore and offshore and also includes solar photovoltaics (9.9 MWe in 2006) and shoreline wave (0.5 MWe in 2006); (3) All waste combustion plants are included because both biodegradable and non-biodegradable wastes are burned together in the same plants.
Source: http://www.restats.org.uk/capacity.htm.
Figure 4-2, shows the development of renewable energy installations, excluding large hydro power, from 1997 to 2006. Even though the installed capacity of renewables (excluding large hydro power) increased from 1000 MW in 1997 to more than 3600 MW in 2006, see also Table 4-1, the installed capacity is still small compared to other European countries, e.g. Germany.
In 2006, renewables provided 4.55 per cent of the electricity generated in the UK and total electricity generation from renewables amounted to 18,133 GWh, an increase of 7.5 per cent on 2005. This number includes the electricity generation of large hydro power stations, see also Figure 4-3. Without large hydro stations, the share of renewables was only 3.5%, see also Table 4-2.
SOU 2008:13 United Kingdom
135
Figure 4-3: Growth in Electricity Generation from Renewables since 1990.
Source: http://www.berr.gov.uk/files/file40156.pdf
The main contributors to the 7.5 % increase in renewable energy production between 2005 and 2006 were onshore wind (+43 per cent), offshore wind (+62 per cent), landfill gas (+3 per cent) and municipal solid waste combustion (+12 per cent). There was no increase in co-firing of biomass with fossil fuels and a decrease (-8 per cent) in large scale hydro generation which can be attributed to drier weather. Only 23 per cent of generation from renewables was from large scale hydro in 2006 compared with 26.5 per cent in 2005. Hydro (taking both large and small scale together) remains the most important renewables technology in output terms closely followed by landfill gas and wind (both onshore and offshore), with the co-firing of biomass the next most prominent.
Due to the importance of wind power and similarly to the other countries, the UK Chapter of this report will concentrate on the issues related to wind power but will also include experience related to network connection/integration gathered from other renewable energy technologies.
United Kingdom SOU 2008:13
136
Table 4-1: Installed capacity of Renewable Energy Sources in the UK from 1998 to 2006.
76
Installed Capacity (MWe)
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Wind:
Onshore
331.3 357.0 408.0 423.4 530.6 678.4 809.4 1 351.2 1 650.7
Offshore
- - 3.8 3.8 3.8 63.8 123.8 213.8 303.8
Shoreline wave
- - 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5
Solar photovoltaics 0.7 1.1 1.9 2.7 4.1 6.0 8.2 10.9 9.9
Hydro:
Small scale
171.1 176.7 183.6 188.7 194.2 130.0 142.9 157.9 153.0
Large scale
1)
1 413.0 1 413.0 1 419.0 1 440.0 1 396.0 1 354.5 1 355.9 1 343.2 1 368.6
Biofuels and wastes:
Landfill gas
245.1 343.3 425.1 464.7 472.9 619.1 722.2 817.8 856.2
Sewage sludge digestion
89.8 91.3 85.3 85.0 96.0 100.6 119.0 127.9 122.8
Municipal solid waste combustion
204.1 229.6 253.2 260.0 278.9 298.8 307.4 321.4 326.5
Other
2)
108.0 108.0 157.0 157.0 176.5 183.9 176.3 186.1 221.3
Total biofuels and wastes
647.0 772.2 920.6 966.8 1 024.3 1 202.4 1 324.8 1 453.2 1 526.8
Total
2 563.1 2 720.0 2 937.4 3 025.9 3 153.6 3 435.5 3 765.4 4 530.7 5 013.3
Co-firing
3)
- - - - .. 92.4 146.2 308.8 310.2
1)
Excluding pumped storage stations. Capacities are as at the end of December. 2)
Includes the use of farm waste digestion, waste tyres, poultry litter, meat and bone, straw
combustion, and short rotation coppice.
3)
This is the proportion of fossil fuelled capacity used for co-firing of renewables based on
the proportion of generation accounted for by the renewable source.
76
Source: http://www.dti.gov.uk/energy/statistics/source/renewables/page18513.html
SOU 2008:13 United Kingdom
137
Table 4-2: Electricity generated from Renewable Energy Sources in the UK from 1998 to 2006.
77
Generation (GWh) 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Wind:
Onshore
1)
877 850 945 960 1 251 1 276 1 736 2 501r 3 574
Offshore
3)
- - 1 5 5 10 199 403 651
Solar photovoltaics
- 1 1 2 3 3 4 8 7
Hydro:
Small scale
1)
206 207 214 210 204 150r 283 444r 477
Large scale
2)
4 911 5 128 4 871 3 845 4 584 2 987r 4 561r 4 478r 4 128
Biofuels:
Landfill gas
1 185 1 703 2 188 2 507 2 679 3 276 4 004 4 290 4 424
Sewage sludge digestion 386 410 367 363 368 343 379 400 463 Municipal solid waste combustion
4)
849 856 840 880 907 965 971 964 1 083
Co-firing with fossil fuels
- - - - 286 602 1 022 2 533 2 528
Other
5)
234 460 487 776 840 937 927 849r 797
Total biofuels
2 654 3 429 3 882 4 526 5 080 6 122 7 302 9 036r 9 295
Total generation
8 648 9 616 9 914 9 549 11 127 10 548r 14 085r 16 870r 18 133
Non-biodegradable wastes
6) 583 559
519 528 545 579 583 578 651
Load factors (per cent) 7)
Onshore wind
30.7 28.2 28.2 26.4 29.9 24.1 26.6 26.4r 27.4
Offshore wind (from 2004 only)
.. .. .. .. .. .. 24.2 27.2 27.2
Hydro
36.8 38.4 36.4 28.7 34.0 23.3r 37.1r 37.5 34.8
Biofuels and wastes (excluding co-firing)
65.7 64.1 58.6 61.1 61.2 62.5 62.0 58.2 56.8
Total (including wastes) 42.5 44.0 41.9 38.6 42.1 36.5r 43.3r 41.0r 38.9
Load factors on an unchanged configuration basis (per cent)
Onshore wind
30.9 30.5 29.1r 25.6 28.4r 26.2r 29.2 28.1r 26.7
Offshore wind (from 2006 only)
.. .. .. .. .. .. .. .. 27.5
1)
Actual generation figures are given where available, but otherwise are estimated using a
typical load factor or the design load factor, where known. 2)
Excluding pumped storage stations. Capacities are as at the end of December. 3)
Latest years include electricity from shoreline wave but this amounts to less than 0.05 GWh. 4)
Biodegradable part only. 5)
Includes the use of farm waste digestion, poultry litter combustion, meat and bone com-
bustion, straw and energy crops.
77
Source: http://www.dti.gov.uk/energy/statistics/source/renewables/page18513.html
United Kingdom SOU 2008:13
138
6)
Non-biodegradable part of municipal solid waste plus waste tyres, hospital waste and general
industrial waste.
7)
Load factors are calculated based on installed capacity at the beginning and the end of the
year.
4.1.1 Overview of the Transmission System
The power system in Great Britain (GB), i.e. England, Wales and Scotland, can be considered almost an island power system, taking into account the rather small connections to Northern Ireland (500 MW HVDC) and to France (2000 MW HVDC) in comparison to the overall installed capacity of 76 GW in GB.
The transmission system in England and Wales is owned by National Grid Transmission (NGET) and the transmission system in Scotland is owned by two companies, Scottish Power Transmission Limited (SPTL) for Southern Scotland, and Scottish Hydro-Electric Transmission Limited (SHETL) for Northern Scotland. Figure 4-4 shows the transmission network owned by National Grid in blue, while the Scottish network owned by SPTL and SHETL is shown in red.
National Grid is the transmission system operator in GB, i.e. National Grid is responsible for managing the operations of its own transmission network in England and Wales as well as, since April 1, 2005 the electricity transmission network in Scotland.
A detailed map of the transmission system in England, Wales and Scotland is shown in Figure 4-5. The map also indicates the distribution areas and the relevant distribution companies (see next Section for details) as well as the main generation sources/locations.
SOU 2008:13 United Kingdom
139
Figure 4-4: The High Voltage Transmission Network in England& Wales and Scotland.
The transmission system operator and each transmission owner operate based on a license from Ofgem (Office of Gas and Electricity markets), the regulatory body in the GB. They are subject to regular price controls, see Section 4.1.4.
United Kingdom SOU 2008:13
140
Figure 4-5: The High Voltage Transmission Network in England, Wales and Scotland. The map also indicates the distribution areas and the relevant companies as well as the generation sources/locations.
Source: http://www.berr.gov.uk/files/file32776.pdf
SOU 2008:13 United Kingdom
141
4.1.2 Overview of the Distribution Systems
Ofgem has licensed 13 distribution network operators (DNOs) in GB (14 including Northern Ireland) each responsible for a distribution service area. DNOs came into existence on 1 October 2001, evolving from ex-Public Electricity Suppliers. These companies have distribution service areas corresponding to the areas in which they were formally the incumbent. Within these areas they have certain license obligations, see Section 4.1.4. The 14 DNOs are owned by seven different groups, see Figure 4-6 for details.
Figure 4-6: Schematic representation of distribution companies in Great Britain.
United Kingdom SOU 2008:13
142
In addition, there are four independent licensed network operators that own and run smaller networks embedded in the DNO networks, called Independent Distribution Network Operators (IDNO). An IDNO is any electricity distributor with a license granted after 1 October 2001. The Utilities Act 2000 amended the Electricity Act 1989 and introduced distribution as a separate activity requiring authorisation. Ofgem is responsible for granting licenses to distribution companies. IDNOs own and operate electricity distribution networks which will predominately be network extensions connected to the existing distribution network, e.g. to serve new housing developments. IDNOs do not have general distribution service areas.
Ofgem has issued four distribution licenses to IDNOs so far:
78
• Laing O’Rourke Energy Ltd
• Independent Power Networks Limited
• Energetics Electricity Ltd
• The Electricity Network Company Ltd
An alternative arrangement is a private network. This private network allows distributed generation to be connected directly to this network and allows a certain amount of unlicensed generation and supply to take place completely outside the main market. A private network is exempt from the licensing regime when it:
79
• distributes without any limitation electricity over private wires to business customers, and up to 2.5 MW to domestic customers – exemption from the requirement of a distribution license;
• supplies electricity directly to customers up to a maximum of
5 MW in aggregate of which no more than 2.5 MW can be supplied to domestic customers – exemption from the requirement of a supply license.
• generates no more than 50 MW (or no more than 100 MW with
Secretary of State approval) – exemption from the requirement of a generating license;
The benefit of this approach is that the unlicensed operator is able to avoid a number of costs that a licensed energy supplier usually would incur. In particular, the unlicensed operator avoids the costs
78
Applications from ECG (Distribution) Ltd and UK Utilities (Electricity) Ltd are currently being considered. http://www.ofgem.gov.uk/Networks/ElecDist/Policy/IDNOs/Pages/ IDNOs.aspx
79
http://www.ofgem.gov.uk/Networks/ElecDist/Policy/DistGen/Documents1/15939-193_ 06.pdf
SOU 2008:13 United Kingdom
143
related to the Renewables Obligation, the Climate Change Levy, and the Energy Efficiency Commitment.
4.1.3 Relevant Legislations
The United Kingdom consists of four constituent countries: England, Wales, Scotland and Northern Ireland. In the following, only England, Wales and Scotland, i.e. Great Britain – which partly have different legislations related to the electricity sector – will be analyzed. Statistical data may, however, include all four countries.
The deregulation and liberalisation in the UK power industry started with the Electricity Act of 1983 which abolished the legal monopoly by opening up the grid and allowing wholesale wheeling between independent generators and retail customers. However, no competitive market developed. In February 1988, the British government published a White Paper regarding a further increase of competition in the electricity industry. In July 1989, the revised White Paper became law as the Electricity Act of 1989.
80
The new approach
focused particularly on the introduction of a mandatory Power Exchange as well as on splitting up and privatizing the power industry.
A. Non-Fossil Fuel Obligation
Part of the Electricity Act of 1989, was the Non-Fossil Fuel Obligation (NFFO)
81
, which provided a premium-price, market-enabling
mechanism which attempts to encourage renewable-based electricity generation (a similar mechanism was created for Scotland, the Scottish Renewable Orders (SRO)). Under NFFO, potential project developers for renewable energy projects were invited to make offers for building new projects. The developers bid under different technology brands, e.g. wind power, solar, for a feed-in tariff or for the amount of financial incentives to be paid for each kWh fed into the grid by renewable energy systems.
Under the NFFO system, the difference between the premium price paid to ”green” electricity suppliers and the market price has
80
http://www.uk-legislation.hmso.gov.uk/acts/acts1989/Ukpga_19890029_en_1.htm
81
http://www.uk-legislation.hmso.gov.uk/acts/acts1989/ukpga_19890029_en_4#pt1-pb7-l1g32
United Kingdom SOU 2008:13
144
been financed by the Fossil Fuel Levy,
82
a tax paid by licensed elec-
tricity suppliers and ultimately passed on to consumers.
In October 1998, the Government published a new White Paper that focused on a new approach to the wholesale electricity market.
83
As a result of this White Paper and further – rather long – discussions, a new regulation approach was developed. Part of the discussion process was carried out by a joint working group for embedded generation
84
(EGWG). The EGWG report concluded that there were
a number of obstacles for distributed generation (DG) regarding their participation in the market, but that further investigations were needed to better address the relevant requirements. In addition, the EGWG report concluded that distributed network operators had no economic incentives to connect DG. As a result of the report DTI and Ofgem set up the Distributed Generation Co-ordinating Group (DGCG).
85
The group initiated various studies to investigate
the impact of market regulations and network regulations on the development of distributed generation.
86
B. New Electricity Trading Arrangement
The new overall approach is known as the New Electricity Trading Arrangement (NETA) and finally became operational on 27 March 2001.
87
The NETA approach moved the overall market approach
closer to the Scandinavian approach, i.e. the mandatory pool system was removed and buyers and sellers can use a wide range of contracts, e.g. bi- as well as multilateral contracts. Furthermore, a market for the settlement of system imbalance was introduced. The Office of Gas and Electricity Regulation (Ofgem) is currently the main regulatory authority for the electricity and gas sector. The Department of Trade and Industry (DTI) is the responsible organization within the Ministry. DTI's approval is required for key regulatory decisions. The NETA arrangement was initially only applied to England and
82
http://www.uk-legislation.hmso.gov.uk/acts/acts1989/ukpga_19890029_en_4#pt1-pb7-l1g33
83
A Fair Deal for Consumers: Modernising the Framework for Utility Regulation: Response by the Director General, Office of Electricity Regulation, June, 1998.
84
Embedded generation = distributed generation = power generation installed in the distribution network. Many small scale renewable generation is typically connected to the distribution system.
85
http://www.ofgem.gov.uk/Networks/ElecDist/Policy/DistGen/disenwg/Pages/ Disenrgworgrp.aspx
86
http://www.ofgem.gov.uk/Networks/ElecDist/Policy/DistGen/Pages/DistGen.aspx
87
The New Electricity Trading Arrangements, Office of Gas an Electricity Markets, August 2002.
SOU 2008:13 United Kingdom
145
Wales, but then extended to Scotland and is now known as British Electricity Trading and Transmission Arrangements (BETTA).
C. Renewable Obligations
In parallel to introducing NETA, the renewable energy policy was changed. Since February 2000, the United Kingdom’s renewables policy has consisted of four key strands:
• a new Renewable Obligation (RO) on all electricity suppliers in
Great Britain to supply a specific proportion of electricity from eligible renewables. The Renewable Obligation and associated Renewables (Scotland) Obligation came into force in April 2002 as part of the Utilities Act (2000)
88
. It requires power suppliers to derive from renewables a specified proportion of the electricity they supply to their customers. This started at 3% in 2003, rising gradually to 10.4% by 2010, and 15.4% by 2015. The cost to consumers will be limited by a price cap and the Obligation is guaranteed in law until 2027. The system is know as certificate system or renewable obligations (ROCs) system with fixed quotas.
• exemption of renewable-generated electricity from the Climate
Change Levy, introduced in April 2001;
• an expanded support programme for new and renewable energy including capital grants and an expanded research and development programmes;
• development of a regional strategic approach to the planning of and targets for renewables.
In March 2003, the government's White Paper “Energy futurecreating a low carbon economy” was published. It outlines the future energy policy.
89
It formulates the long-term goal of a 60% reduc-
tion of CO2 emissions by about 2050. It was outlined in the White Paper that renewable power generation, partly distributed, is expected to play an important role in achieving this goal. In May 2007, the government published another White Paper with the title “Meeting
88
Utility Act: http://www.uk-legislation.hmso.gov.uk/acts/acts2000/20000027.htm; Renewable Obligations: http://www.uk-legislation.hmso.gov.uk/acts/acts2000/ukpga_20000027 _en_8#pt4-pb8-l1g62
89
Energy White Paper: Our energy future – creating a low carbon economy, Department of Trade and Industry (DTI)- Energy Group, London, UK, March 2003.
United Kingdom SOU 2008:13
146
the Energy Challenge – A White Paper on Energy”.
90
It confirms
the original energy policy of a 60% cut of CO2 emissions by about 2050, but it also considers nuclear power an option, in addition to renewable energy. Regarding renewables, it particularly requires a review and update of the current transmission access arrangements, in order to support the timely and cost-effective connection of renewable generation. The work on the review started in August 2007.
91
As the government has identified distributed generation, which includes distributed renewable energy, as an important part of its environmental agenda, Ofgem – the regulator – has put a lot of emphasis on distributed generation, including Combined Heat and Power (CHP), wind farms, hydro electric power and micro generation technologies. Its main emphasis is on ensuring that the development of distributed generation facilities is not unfairly treated by the way networks are operated and regulated. Ofgem’s work in this area is of great importance, because it aims at developing a fair treatment of all generation sources within a deregulated market.
92
In October 2006, a discussion process was started regarding a Reform of the Renewables Obligation System.
93
The discussion pro-
cess focuses on two main issues (see also Section 4.1.6):
94
• brand the RO to provide differentiated levels of support for different technologies;
• introduce a mechanism intended to maintain Renewable Obligation Certificate (ROC) prices in a situation of ROC oversupply.
In addition to these longer term changes, the consultation document contained proposals for a small number of more limited and detailed changes to the Renewable Obligation legislation which have partly been included in a draft 2007 Amendment Order which is still subject to Parliamentary approval.
95
Currently, the main focus of the
discussion is around branding the Renewable Obligations (different
90
http://www.dti.gov.uk/energy/whitepaper/page39534.html
91
http://www.ofgem.gov.uk/Networks/Trans/ElecTransPolicy/tar/Documents1/070816_Ex _TAR%20Call%20for%20Evidence_FINAL.pdf
92
For details see http://www.ofgem.gov.uk/Networks/ElecDist/Policy/DistGen/Pages/Dist Gen.aspx
93
http://www.berr.gov.uk/consultations/page34162.html and http://www.berr.gov.uk/energy/ whitepaper/consultations/renewables-obligation/page39555.html
94
http://www.berr.gov.uk/files/file34470.pdf
95
http://www.berr.gov.uk/files/file34450.pdf
SOU 2008:13 United Kingdom
147
number of ROCs for different technologies), which is supposed to start in 2009.
96
D. Offshore Networks
The Government has announced that transmission networks offshore should be licensed on the basis of a competitive approach. Hence, an initial proposal for a licensing and regulatory framework that will apply to offshore electricity transmission networks was developed.
97
The new regulatory arrangements are expected to be in place by 2008.
The key parts of the current proposals are:
98
• An Offshore Transmission Owner (OFTO) would have the responsibility for designing, building, financing and maintaining the offshore transmission network required to connect an offshore generator. The OFTO would be selected by competitive tender and awarded a transmission license which enables the OFTO to receive a regulated revenue stream from the network user (the offshore wind farms) in return for meeting its license obligations for a predetermined regulatory period (20 years), and would be incentivised to achieve specified performance requirements during this period.
• The proposal for the OFTO tender process suggests a competitive tender process that includes an annual tender application window and which starts all the qualifying tenders simultaneously for coordination purposes. Bidders would not need to be prelicensed to operate in the offshore area before being entitled to bid. Instead, any company meeting the pre-qualification criteria could tender for the right to design, build, finance and maintain an offshore generator connection, in return for pre-defined commercial arrangements. The tender process would be triggered by a generator connection application to the onshore network. Ofgem will manage a tender process and select the successful project,
96
http://www.berr.gov.uk/files/file39497.pdf; http://www.berr.gov.uk/files/file39038.pdf and http://www.berr.gov.uk/files/file39039.pdf
97
http://www.dti.gov.uk/energy/sources/renewables/policy/offshore-transmission/page40532. html and, http://www.ofgem.gov.uk/Networks/Trans/Offshore/Oteg/Documents/Offshore %20Scoping%20Doc%202006.pdf, and http://www.berr.gov.uk/files/file40629.pdf;
98
http://www.berr.gov.uk/files/file40629.pdf
United Kingdom SOU 2008:13
148
which results in the award of an offshore transmission license to the winning OFTO.
There is no clarity regarding the future procedure for already existing connections between an offshore generator and an onshore distribution network using a transmission voltage of 132 kV or lower. Currently, 132kV connections between an offshore generator and an onshore distribution system are classed as medium voltage lines. Onshore distribution licenses have been treating offshore generators seeking connections to the onshore distribution system as distributed generator connections. When the new proposed offshore transmission arrangements are introduced, 132kV circuits between offshore generators and onshore distribution systems will be classed as high voltage lines. This would require the owner to hold a transmission license. However, a framework for this issue and the general connection of offshore wind farms to distribution networks is still under development.
E. Independently Owned Transmission Networks
Due to the large demand for grid access of renewable energy installations in Scotland, Ofgem currently reviews options to speed up the installation of new transmission lines.
99
Today the exiting trans-
mission network license holder in the area is the responsible for building new transmission lines.
A new option discussed would be to allow a new party to apply for a license which would allow the party to build, own and operate a section of a line to the main transmission network (similar to the interconnection between England and France). Under this option, no regulated revenues would be provided to finance the connection, the investor would have to enter into negotiations with the user of the line in order to determine the user fee.
Another option would be to tender the rights to build a connection and to obtain a regulated revenue. Under this option the winning party would receive the right to build a transmission line and Ofgem would allow the party to apply transmission network use of system charges for using the line. Ofgem currently favours this approach as it results in the lowest-cost connection solution.
99
http://www.ofgem.gov.uk/Networks/Trans/ScottishIslands/Documents1/Connecting% 20the%20Islands%20of%20Scotland.pdf
SOU 2008:13 United Kingdom
149
4.1.4 Regulatory Framework for Network Companies
The regulator Ofgem is responsible for licensing and regulating the distribution and transmission network companies.
A. Licensing
To qualify for a license, the relevant company must meet the criteria set out in the Guidance Documents.
100
For distribution net-
work companies, the license requires, among others, that the electricity distributors:
• develop and maintain an efficient, co-ordinated and economical system of electricity distribution, and
• facilitate competition in the supply and generation of electricity.
An electricity distributor also has, for the purpose of enabling electricity to be conveyed, a duty to provide a connection between its own distribution system and any premises, when required to do so by:
• the owner or occupier of the premises, or
• an authorised supplier acting with the consent of the owner or occupier of the premises.
B. Price Control
Ofgem regulates the transmission and distribution companies through five-year price control periods.
Distribution network companies are regulated through incentive based RPI – X price control schemes that control prices, not profits, with the retail price index – the rate of inflation – as its benchmark and subtracting X – an efficiency factor – from it.
101
The price
control approach provides incentives for
• improving efficiency (reducing losses);
• improving quality of service;
100
http://www.ofgem.gov.uk/Licensing/Work/Documents1/9777-Electricity%20distribution %20handbook.pdf
101
See http://www.ofgem.gov.uk/Markets/RetMkts/Metrng/Metering/Documents1/8944-26504.pdf as well as http://www.ofgem.gov.uk/Networks/ElecDist/PriceCntrls/RevandPrice/ Documents1/Revenue%20Rigs%20V3.12(for%20publication).pdf
United Kingdom SOU 2008:13
150
• responding to the challenge raised by the Government’s objectives for renewable energy, for instance, by connecting renewable distributed generation.
Transmission network companies are regulated through revenue cap regulations, i.e. the controls set the maximum amount of revenue which transmission network owners can receive through charges they levy on users of their networks to cover their costs and earn a return in line with agreed expectations. The users in this case could be electricity generators that are connected to the network, retailers or end customers.
For the 2007 to 2012 price control, Ofgem has approved an investment of £5 billion for transmission networks that want to replace ageing assets and for helping to connect renewable generators in northern England and Scotland.
102
In addition, Ofgem has introduced
an innovation funding incentive to encourage transmission network companies to invest 0.5 per cent of their revenue in research and development for programs targeted on environmental improvement. This equates to a minimum of £500,000 per year for each company.
In addition, the transmission licenses explicitly include special expenditure allowances for Transmission Investment for Renewable Generation (TIRG), i.e. in order to speed up the process of building transmission lines for renewable energy, the TIRG mechanism provides funding to connect a large volume of renewable generation that was not forecast at the time the relevant price controls were set for the transmission licensees.
103
C. Offshore Networks
The Offshore Transmission networks are expected to be subject to the same price control approach used for onshore distribution networks.
104
102
http://www.ofgem.gov.uk/Networks/Trans/Offshore/Oteg/Documents/FP%20Press%20 Release%20Suatainability_56.pdf
103
http://www.ofgem.gov.uk/Networks/Trans/ElecTransPolicy/TIRG/Pages/TIRG.aspx
104
http://www.berr.gov.uk/files/file40629.pdf and http://www.ofgem.gov.uk/Networks/ Trans/Offshore/Oteg/Documents/Offshore%20Scoping%20Doc%202006.pdf
SOU 2008:13 United Kingdom
151
D. Private-wire networks
Privately-owned unlicensed networks may operate within existing distribution networks. Advantages include exemption from some license charges and reduced energy loss in transmission. Ports and large industrial users often operate with private wire networks. Studies have shown that private networks incorporating local generation can be used to cut emissions in urban areas. However, there is concern that customers on a private network are vulnerable, since they cannot switch suppliers if prices increase, or complain to a regulator. Government is consulting on how to protect customers and preserve competition if private networks continue to expand.
105
4.1.5 Development of the Wind Power Sector in the UK
106
The first commercial wind farm in the UK was commissioned at Delabole in Cornwall in 1991, comprising 10 turbines with a project capacity of 4 MW. Throughout the 1990s, there was a slow and steady delivery of 50 new wind farms, and by 1999 the installed operational capacity was 344 MW, averaging 38 MW of new operational capacity per year. During this period the Non-Fossil Fuel Obligation (NFFO) was introduced, which provided premium payments for renewables-generated electricity over a fixed period, with contracts awarded to individual generators. It took a further five years for the UK to reach an installed capacity of 1,000 MW, or 1 GW, of wind power in April 2005; 890 MW of which was from onshore installations (107 projects) and 124 MW was offshore (3 projects), see also Figure 4-7. Figure 4-8, shows the geographical location of the wind farms. It can be seen that most large wind farms are built in Northern England or Scotland.
Following the achievement of the UK’s first GW of wind energy in 14 years, the second GW took just 20 months, comprising 1,696 MW onshore and 304 MW offshore developments.
105
http://www.iop.org/activity/policy/Publications/file_21079.pdf
106
All data for the UK in this Section include Northern Ireland.
United Kingdom SOU 2008:13
152
Figure 4-7: Year-on year-existing and forecast onshore wind farms to 2010, by country
Source: http://www.bwea.com/pdf/realpower/rp08onshore.pdf
By July 2007, England had 395 MW wind power installed onshore and 244 MW offshore; Wales had 300 MW onshore and 60 MW offshore and Scotland had 1082 MW onshore. In total, England, Wales and Scotland had 2,081.19 MW wind power capacity installed (2,203 MW including Northern Ireland).
SOU 2008:13 United Kingdom
153
Figure 4-8: Wind Farm Capacities Map (December 2005). Only turbines above 225kW are shown as this is the lower limit of large scale wind.
Source: http://www.restats.org.uk/maps.htm.
4.1.6 Future Plans and Possible Barriers for the Further Development of Wind Power
It is anticipated that offshore wind will make a significant contribution of 1,000–1,500 MW equivalent to 1% of UK supply by 2010, gearing up to a potential installed capacity of up to 11,500 MW by 2020. Onshore wind is expected to make the largest single contribution to the 2010 target. In order to deliver a total 6,000 MW to the 2010 target, the British Wind Energy Association estimates that an
United Kingdom SOU 2008:13
154
additional 2,000 MW of wind power is needed to receive building permits before the end of 2007.
107
This additional necessary capacity,
plus the already operational or consented capacity, would meet about half of the UK 2010 renewable electricity target (4.5% of UK supply), and would result in the installation of approximately 3,500 turbines in total (about twice the current number installed).
Figure 4-9: Expected onshore wind installation by 2010.
Source: http://www.bwea.com/pdf/OnshoreWindPoweringAheadFull.pdf
A key problem, however, is the rather slow approval rate of building applications as well as limited transmission capacity in parts of the country, in particular between the very windy Scottish locations and the Southern part of the UK. At present nearly 8 GW of capacity are held up in the onshore planning system, equivalent to nearly 6% of potential UK electricity supply. A further 9 GW from offshore projects is awaiting decision or due to be submitted for consent. In 2006 it took local authorities an average of 16 months to decide on wind farm applications – even though the statutory time period for decisions is 16 weeks.
Furthermore, in the past only a few offshore wind farms were installed as they had to deal with low ROCs prices and technical difficulties, hence the realization of offshore wind farms in the rather harsh offshore environment around the UK was very difficult and came almost to a standstill 2 years ago. With increasing ROC prices and more suitable wind turbine technology the interest in offshore wind power picked up again. However, due to the high world-wide demand of wind turbines, on- and offshore, it is rather difficult to find wind turbine suppliers that are interested in delivering wind turbines for large offshore wind projects in the UK.
107
http://www.britishwindenergy.co.uk/pdf/briefings/ukwindstatusJan07.pdf and http://www. bwea.com/energyreview/ and http://www.bwea.com/pdf/OnshoreWindPoweringAheadFull.pdf
SOU 2008:13 United Kingdom
155
4.1.7 Payment Scheme for Renewable Energy Sources
The following section discusses the old scheme of non-fossil fuel obligations as well as the main current scheme, i.e. renewable obligations and its future development.
A. Non Fossil Fuel Obligations (NFFO)
Before 2002 the renewable energy policy in England and Wales was based on Non-Fossil Fuel Obligations (NFFO).
108
Under NFFO,
potential project developers for renewable energy projects were invited to submit offers for building new projects. The developers bid under different technology brands, e.g. wind power or solar, for a feed-in tariff or for the amount of financial incentives to be paid for each kWh fed into the grid by renewable energy systems.
In total five NFFO Orders were made, of which the first in 1990 was set for a total of 102 MW declared net capacity (DNC). This first order resulted in contracts for 75 projects for 152 MW DNC. The second Order, made in late 1991, was set for 457 MW DNC. This resulted in 122 individual contracts (for a total of 472 MW DNC) between the generators and the Non-Fossil Purchasing Agency (NFPA). For landfill gas, sewage gas and waste-derived generation, contracts were awarded at around 6p/kWh, while for wind power a price of 11p/kWh was established. These prices reflected the limited period for the recovery of capital costs.
The third Order covers the period 1995 to 2014; this was for 627 MW DNC of contracted capacity at an average price of 4.35 p/kWh. The lower bid prices reflect the longer-term contracts, which are now available together with further developments that have led to improvements in the technologies. Taking into account factors such as denied planning permissions, it is estimated that about 300–400 MW DNC will finally be commissioned.
The fourth Order was announced in February 1997. The contracts comprised 195 projects with a total DNC of 843 MW, at an average price of 3.46 p/kWh. In the fifth and largest Order, which was announced in September 1998, contracts included 261 projects with a total DNC of 1,177.1 MW, at an average price of 2.71 p/kWh.
108
http://www.uk-legislation.hmso.gov.uk/acts/acts1989/ukpga_19890029_en_4#pt1-pb7l1g32
United Kingdom SOU 2008:13
156
Table 4-3, on the following page, sets out the technologies and capacities of schemes in all five NFFOs and Figure 4-10 provides an overall overview of the development of NFFO 1 to 5. As at the end of December 2006, 86 projects in the third Order were operational, with a total capacity of 351 MW DNC. There were also 88 projects with a capacity of 241 MW DNC commissioned from the fourth Order projects and 93 projects totalling 188 MW DNC from the fifth Order.
Figure 4-10: Renewable generating capacity from NFFO and former NFFO con-
tracts (including equivalents in Scotland and Northern Ireland) and capacity outside of NFFO.
Souce: http://stats.berr.gov.uk/energystats/dukes07_c7.pdf
Due to the changes in regulations, only the price development between the last three bidding processes can be compared. It is summarised in Table 4-4. Biomass projects have not been included into NFFO5 as none of the successful biomass projects in NFFO3 and NFFO4 was commissioned. Table 4-4 shows that NFFO has lead to significant cost reductions, with the notable exception of biomass. A comparison between the 1997 (NFFO4) and 1998 (NFFO5) average successful bid prices shows a 22 % price reduction (calculated in 1998 prices) in large wind power bidding prices. Surprisingly, the average price of all renewables for NFF05 is 2.71 British pence (p)/ kWh (or 0.038 €/ kWh) while the average price at the England and
SOU 2008:13 United Kingdom
157
Wales spot market was between 3 and 3.5 p/kWh (0.042–0.049 €/ KWh) in 1998.
Table 4-3: Overview of Non-Fossil Fuel Obligations in England & Wales and operational capacity 2006.
109
Contracted projects
Live projects operational at
31 December 2006
1)
Technology band
Number Capacity MW Number Capacity MW
England and Wales NFFO-1 (1990)
Hydro
26 11.85 13 4.83
Landfill gas
25 35.50 13 25.09
Municipal and industrial waste
4 40.63 4 40.63
Other
4 45.48 3 45.38
Sewage gas
7 6.45 4 4.08
Wind
9 12.21 5 8.14
Total
2)
75 152.11 42 128.16
NFFO-2 (late 1991)
Hydro
12 10.86 9 10.43
Landfill gas
28 48.45 21 34.64
Municipal and industrial waste
10 271.48 2 31.50
Other
4 30.15 1 12.50
Sewage gas
19 26.86 17 18.56
Wind
49 84.43 22 51.97
Total
2)
122 472.23 72 159.60
NFFO-3 (1995)
Energy crops and agricultural and forestry waste – gasification
3 19.06 - -
Energy crops and agricultural and forestry waste – other
6 103.81 2 69.50
Hydro
15 14.48 8 11.74
Landfill gas
42 82.07 40 79.03
Municipal and industrial waste
20 241.87 9 126.32
Wind – large
31 145.92 12 50.50
Wind – small
24 19.71 15 13.52
Total
2)
141 626.90 86 350.61
109
http://stats.berr.gov.uk/energystats/duke6s07_c7.pdf
United Kingdom SOU 2008:13
158
NFFO-4 (1997)
Hydro
31 13.22 9 2.49
Landfill gas
70 173.68 62 160.51
Municipal and industrial waste – CHP
10 115.29 4 33.48
Municipal and industrial waste – fluidised bed combustion
6 125.93 - -
Wind –large
48 330.36 6 38.67
Wind – small
17 10.33 6 4.03
Anaerobic digestion of agricultural waste
6 6.58 1 1.43
Energy crops and forestry waste gasification
7 67.34 - -
Total
2) 195 842.72 88 240.62
NFFO-5 (1998)
Hydro
22 8.87 - -
Landfill gas
141 313.73 84 180.49
Municipal and industrial waste
22 415.75 - -
Municipal and industrial waste – CHP
7 69.97 - -
Wind –large
33 340.16 - -
Wind – small
36 28.67 9 7.45
Total
261 1,177.15 93 187.94
NFFO Total
794 3,271.11 381 1,066.92
1) Sites that have been closed and sites that are not currently using renewables as fuel have been excluded.
Table 4-4: Successful NFFO bidding prices in British pence/ kWh.
110
Exchange rate August 2007: 1 Euro = 0.7 £
NFFO3 NFFO4 NFFO5
Large Wind
3.98–5.99 3.11– 4.95
2.43–3.14
Small Wind
-
-
3.40–4.60
Hydro 4.25–4.85 3.80–4.40 3.85–4.35 Landfill Gas 3.29–4.00 2.80–3.20 2.59–2.85 Waste System 3.48–4.00 2.66–2.80 2.34–2.42 Biomass 4.90–5.62 5.49–5.79 -
In Scotland, the first Scottish Renewable Order (SRO) in 1994 included approximately 76 MW DNC of new capacity and comprising 30 projects. At the end of December 2006, 19 schemes were commissioned with a capacity of 40 MW DNC. A second SRO was launched in 1995, and in March 1997, it comprised 114 MW DNC
110
Source: Fifth Renewable Order for England and Wales; Office of Electricity Regulation, UK, September 1998.
SOU 2008:13 United Kingdom
159
of new capacity within 26 schemes. Under this Order, at the end of 2006 there were 13 commissioned projects with a capacity of 50 MW DNC. A third SRO for 145 MW DNC of new capacity comprising 53 project was submitted to Parliament in February 1999. Under this Order, at the end of 2006 there were 16 commissioned schemes with a capacity of 34 MW DNC. Table 4-5 sets out the technologies and capacities of projects in all three Scottish Orders.
Table 4-5: Overview of Scottish Renewable Orders (SRO) and operational capacity 2006.
111
Contracted projects
Live projects operational at 31 December 2006
1)
Technology band
Number Capacity MW Number Capacity MW
Scotland
SRO-1 (1994) Biomass
1
9.80
-
-
Hydro 15 17.25 10 10.75
Waste to Energy
2 3.78 2 3.78
Wind 12 45.60 7 25.13
Total
2) 30
76.43 19 39.66
SRO-2 (1997) Biomass
1
2.00
-
-
Hydro 9 12.36 2 1.46
Waste to Energy
9 56.05 6 17.65
Wind 7 43.63 5 31.29
Total 26 114.04 13 50.40
SRO-3 (1999) Biomass
1
12.90
-
-
Hydro 5 3.90 - -
Waste to Energy
16 49.11 10 22.36
Wave 3 2.00 1 0.20
Wind – large
11
63.43
1
8.29
Wind – small
17
14.06
4
3.43
Total
2) 53
145.40 16 34.28
SRO Total
109
335.87 48 124.34
B. The Non-Fossil Purchasing Agency Limited
The Non-Fossil Purchasing Agency Limited (NFPA) was set up in 1990 by the twelve Regional Electricity Companies (RECs) in England and Wales as their agent for the purpose of purchasing the
111
http://stats.berr.gov.uk/energystats/dukes07_c7.pdf
United Kingdom SOU 2008:13
160
output from NFFO generators in England & Wales at the contract price and of selling the electricity suppliers via on-line auctions into the market. Contracts for the first two Orders, 1990 and 1991, have now terminated. Contracts under the remaining three Orders will continue for many years with the last of these contracts not terminating before 2018.
Hence, presently NFPA conducts green power auctions biannually. These auctions are for electrical output that will be produced by NFFO generators during a six-months period (starting 1 April or 1 October) following the end of the auction. The auction prices are for electrical output together with – depending on the generation technology – Climate Change Levy Exemption Certificates (LECs) and Renewables Obligation Certificates (ROCs).
The latest on-line auction of green electricity was completed on 27 July 2007. It covered contracts from both NFFO (England & Wales) and SRO (Scotland), amounting to 299 projects with a total of some 861 MW of capacity having been auctioned. The auction began on Tuesday, 24 July 2007 and contracts were finally awarded to a total of 10 successful bidders. The contracts are for electricity produced between 1 October 2007 and 31 March 2008. The results of the latest auction, and the 4 auctions held before, are given in Table 4-6. The average price of the July 2007 auction, at 9.31p/kWh (13.33 c€/KWh), was about 10% lower than the very high levels of the August 2006 auction, which is the equivalent auction covering a winter period and returned an average price of 10.35p/kWh (14.82 c€/KWh). The previous auction covering a winter period was held in February 2007 and produced an average price of 7.20p/kWh (10.31 c€/KWh).
Table 4-6: Overview of NFFO Auction Results. (Exchange rate Sept 2007)
27 July 2007 21 Feb. 2007 10 Aug. 2006 20 Feb. 2006 22 Aug. 2005 p/kWh c€/kWh p/kWh c€/kWh p/kWh c€/kWh p/kWh c€/kWh p/kWh c€/kWh
MIW 4.54 6.50 2.58 3.69 5.48 7.84 4.02 4.02 5.75 6.64 Wind 9.1 13.03 7.36 10.54 10.23 14.65 8.48 8.48 12.14 12.96 Hydro 9.35 13.39 7.47 10.69 9.24 13.23 8.43 8.43 12.07 13.47 Landfill Gas
9.77 13.99 7.47 10.69 10.83 15.51 8.92 8.92 12.77 13.33
Source: http://www.nfpa.co.uk/
SOU 2008:13 United Kingdom
161
C. Renewables Obligation
The first Renewables Obligation Order in England & Wales came into force in April 2002, as did the first Renewables Obligation Order (Scotland).
112
These Orders were subject to review in 2004,
2005 and 2006. These Orders place an obligation on licensed electricity suppliers in England and Wales as well as in Scotland to source an increasing proportion of electricity from renewable sources. In order to provide a stable and long-term market for renewable energy, the Obligation will remain in place until 2027.
Yearly targets have been set up until the 2015/2016 period. In 2002–03 the target was set at 3%, 2005–06 it was 5.5 per cent in England and Wales and Scotland and will increase annually to reach 15.4% by the year 2015/16 and then remain at this level until 2026– 2027.
113
Currently eligible renewable generators receive Renewables Obligation Certificates (ROCs) for each MWh of electricity generated. The Renewable Obligation scheme is currently defined as a technology-neutral instrument, i.e. each generator gets the same number of ROCs for the same amount of energy (MWh) produced. Hence, the scheme is designed to promote the most economic forms of renewable generation.
The eligible generators are:
• wind, wave, tidal stream, PV, landfill gas, sewage gas and biogas from anaerobic digestion unless they were built before 1990;
• Biomass is only eligible as long as the fuel is less than 10% contaminated by fossil fuels (and various other restrictions). The biomass fraction of waste gets ROCs, provided that an ”advanced technology” is used, i.e. gasification or pyrolysis.
• hydro qualifies whatever its size if built after 1990, and if it is refurbished and under 20MW;
• all micro-hydro plants, independent of building date, receives
ROCs if they are 1.25MW or less.
The certificates can be sold separately from the electricity to which they relate, i.e. suppliers can purchase these certificates in order to fulfill their obligation. This allows for open trading of certificates.
112
http://www.uk-legislation.hmso.gov.uk/acts/acts2000/ukpga_20000027_en_8#pt4-pb8l1g62
113
An increase to 20% on a headroom base is discusses, see also http://www.berr.gov.uk/ files/file39497.pdf (Chapter 5).
United Kingdom SOU 2008:13
162
To fulfill their obligation, suppliers can either present enough certificates to cover the required percentage of their output, or they can pay a ‘buy-out’ price for any shortfall. The Buy-Out price was set at £30.00 per MW/h in 2002/03 and increases each year by the Retail Price Index (RPI). The period 2005/06 had a “buy-out” price of £32.33, the price for 2007/08 is £34.30 per megawatt hour (MWh). All payments are back-channeled to suppliers in proportion to the number of ROCs they present. ROC trading is administered by the Non-Fossil Purchase Agency (NFPA).
The fixed buy-out price is often referred to as floor price for ROCs,
114
however, the buy-out price is not the same as a floor price.
A floor price guarantees a minimum price for ROCs in case of oversupply of ROCs, while the buy-out price actually does not guarantee such a minimum price. However, no oversupply of ROCs is expected to occur until 2015 or so, hence in principal it can be assumed that the ROCs price will not drop below the buy-out price until around 2015. For the time after this, the government currently develops a mechanism that is intended to stabilize Renewables Obligation Certificate prices in a situation with ROC oversupply.
115
The government
aims at implementing this new approach in the legislations by 2009. The current proposal focuses on the introduction of a ’headroom’, i.e. after 2015 the number of ROCs requested by the government should always be 6% higher than the expected production of ROCs for a particular year.
The ROCs have increased the profitability of renewable energy generation as the certificates have an additional value over and above the price of electricity itself. This is especially true for wind power. Furthermore, the renewable obligation scheme has delivered considerably more renewables than the previous support mechanism of the Non-Fossil Fuel Obligation (NFFO).
Table 4-8 shows how suppliers complied with their obligations in England and Wales. It can be seen that due to the redistribution of the collected buy-out price to all parties with ROCs, suppliers had an incentive to pay ROCs prices significantly above the actual buyout price.
114
http://www.r-p-a.org.uk/article_faq_list.fcm?section=2&subsite=1
115
http://www.berr.gov.uk/files/file39497.pdf
SOU 2008:13 United Kingdom
163
Table 4-7: How suppliers complied with their obligations in England & Wales
2002–03 2003–04 2004–05 2005–06
Total Obligation (MWh)
8,393,972 12,387,720 14,315,784 16,175,906
Total number of ROCs presented
4,973,091 6,914,524 9,971,851 12,232,153
Percentage obligation met by ROCs
59% 56% 70% 76%
Total buy-out paid/ redistributed £79,251,930 £158,466,502 £136,169,914 £127,167,900 What a ROC was ”worth” to a supplier
116
£45.94 £53.43 £45.05 £42.54
Source: http://www.ofgem.gov.uk/Sustainability/Environmnt/RenewablObl/Documents1/17098-3607.pdf
Table 4-7 lists the detailed prices for ROCs from 2002 to 2007.
116
When combined with the buy-out price that suppliers effectively avoid paying by presenting ROCs, a ROC produced against the RO was "worth" £42.54 to suppliers in 2005-06.
United Kingdom SOU 2008:13
164
Table 4-8: ROC prices from 2002 to 2007 based on e-Roc auctions. (Exchange rate Sept 2007)
Average ROC Price Lowest ROC Price
Auction Date
£ € £ €
Total Number of
ROCs
17 July 2007 48.12 68.92 47.50 68.03
51,787
24 April 2007 47.51 68.05 47.50 68.03
74,343
22 January 2007 46.17 66.13 46.00 65.88
49,446
24 October 2006 44.81 64.18 44.50 63.74
54,263
20 July 2006 40.62 58.18 40.60 58.15
227,909
20 April 2006 40.65 58.22 40.60 58.15
261,201
19 January 2006 38.42 55.03 37.75 54.07
197,930
20 October 2005 39.16 56.09 35.40 50.70
216,177
20 July 2005 45.72 65.48 45.50 65.17
197,944
20 April 2005 46.07 65.98 45.00 64.45
180,083
20 January 2005 47.18 67.57 46.90 67.17
151,348
26 October 2004 46.12 66.06 45.90 65.74
129,919
21 July 2004 52.07 74.58 51.76 74.13
176,759
20 April 2004 49.11 70.34 48.80 69.89
166,643
20 January 2004 47.46 67.98 47.30 67.75
96,449
21 October 2003 45.93 65.78 44.80 64.17
123,979
16 July 2003 48.21 69.05 47.71 68.33
158,512
15 April 2003 46.76 66.97 46.75 66.96
191,897
16 January 2003 47.46 67.98 45.51 65.18
64,337
17 October 2002 47.12 67.49 47.00 67.32
85,404
Total 2,856,330
Source: http://www.e-roc.co.uk/
Figure 4-11 provides an overview of ROCs issued by technology type in 2006 (England, Wales, Scotland and Northern Ireland). As can bee seen landfill gas generation attracted just under 30% of the total ROCs issued in 2005–06, which is comparable to the share it received in 2004–05 (33%). Co-firing generating stations received 25% of total ROCs with on-shore wind receiving 19%.
SOU 2008:13 United Kingdom
165
Figure 4-11: Breakdown of ROCs issued by technology type in 2006 (England,
Wales, Scotland and Northern Ireland).
117
When the RO was first introduced, the most prevalent technology type (in terms of the number of accredited generating stations) was landfill gas with 202 projects accredited at 1 April 2002. The most prevalent technology in the 2005–06 obligation period in terms of the number of stations and capacity was on-shore wind with 63 stations (630 MW) being accredited, see also Figure 4-12. Co-firing and on-shore wind stations made up around 70 per cent of the total renewable capacity installed and accredited under the RO in 2005– 06 obligation period.
117
Source: http://www.ofgem.gov.uk/Sustainability/Environmnt/RenewablObl/Documents1/ 17098-3607.pdf
United Kingdom SOU 2008:13
166
Figure 4-12: Eligible capacity by technology in kW. (England, Wales, Scotland
and Northern Ireland).
118
D. Renewables Obligation 2008 and Beyond
Subject to Parliamentary approval, further changes will be made to the Renewables Obligation (Scotland) Order to introduce a Marine Supply Obligation (MSO), i.e. a supplier who supplies customers in Scotland will be obliged to meet a certain supply with ROCs issued to generating stations that generate electricity from wave and tidal devices.
Furthermore, some key changes are proposed to be implemented in 2009 (see also Section 4.1.3) such as:
119
• to brand the RO to provide differentiated levels of support for different technologies;
• to introduce a mechanism intended to maintain Renewables Obligation Certificate (ROC) prices in a situation of ROC oversupply.
118
Source: http://www.ofgem.gov.uk/Sustainability/Environmnt/RenewablObl/Documents1/ 17098-3607.pdf
119
http://www.berr.gov.uk/files/file34470.pdf, also http://www.berr.gov.uk/energy/ whitepaper/consultations/renewables-obligation/page39555.html
SOU 2008:13 United Kingdom
167
Table 4-9 provides an overview of the proposed new support levels for different technology bands. Under this proposal established technologies such as landfill gas would only receive 0.25 ROCs per MWh generated while post demonstration projects would receive 1.5 ROCs per MWh and emerging technologies, such as wave or tidal energy, would get 2 ROCs per MWh.
Table 4-9: Overview of proposed bands.
Band
Technologies
Level of support
ROCs/MWh
Established
Sewage gas; landfill gas; co-firing of non-energy crop (regular) biomass
0.25
Reference
Onshore wind; hydro; co-firing of energy crops;
1.0
Post-demonstration
Offshore wind; dedicated regular biomass
1.5
Emerging technologies
Wave; tidal stream; advanced conversion technologies (anaerobic digestion, gasification and pyrolysis); dedicated biomass burning energy crops (with or without CHP), dedicated regular biomass with CHP; solar photovoltaics; geothermal
2.0
Source: http://www.berr.gov.uk/files/file39497.pdf
4.2 Application Procedure for Access and Connection to the Grid
A. Transmission System
Anyone interested in connecting to the different transmission systems in the UK needs to get in contact with National Grid, the transmission system operator. Figure 4-14 outlines the connections process.
United Kingdom SOU 2008:13
168
Figure 4-13: Process for connection to the transmission system in the UK.
120
120
http://www.nationalgrid.com/NR/rdonlyres/4E10853C-8AEF-4D1B-AAB7-58A33C673114/ 14355/NationalGridconnectionprocessv10.pdf
SOU 2008:13 United Kingdom
169
All potential applicants, renewable energy generators or conventional generators, are treated equally in the connection process. Any applicant that wishes to connect directly to the transmission system will be offered to enter into a Bilateral Connection Agreement (BCA) with National Grid within 3 months (i.e. in box “NGET issues the offer to the applicant” in Figure 4-13) of application
121
. The BCA Agreement sets out the provisions for generators to comply with the Connection Use of System Code (CUSC), Grid Code and Balancing & Settlement Code as well as defining the terms of the arrangements for connection to the transmission system. The agreement also sets out provisions for any balancing services as customers with this type of agreement will be actively participating in the electricity balancing market. The relevant application fees are discussed in Section 4.6. Queue management, i.e. handling of large numbers of connection applications is discussed in Section 4.4.
B. Distribution System
Any customer wishing to connect to a distribution system should initially contact the Distribution Network Operator in its area to discuss the proposed connection. For the type of interconnection agreement, the size of the power station and its location is important. The size is dependent on the network area, i.e. in which Transmission Owner’s network the site is located, see below:
Transmission Owner - National Grid: Large =>100 MW (NGET) Medium <100 =>50 MW Small <50 MW
Transmission Owner - Scottish Power: Large =>30 MW (SPTL) Small <30 MW
Transmission Owner - Scottish Hydro: Large =>10 MW (SHETL) Small <10 MW
121
http://www.nationalgrid.com/uk/Electricity/GettingConnected/TransmissionConnected/ agreements/ http://www.nationalgrid.com/NR/rdonlyres/538B0362-162B-4CE1-9483-27B3 FDADF4C2/16068/GBCCMI3R0FINAL.pdf
United Kingdom SOU 2008:13
170
Small or medium sized power stations that do not wish to have access rights to the transmission system do not need an agreement with the TSO National Grid to facilitate their connection. Hence all agreements will be with the Distribution Network Operator.
Large generators that want to connect to the distribution system in Scotland can choose between obtaining a Bilateral Embedded Generation Agreement (BEGA) or a Bilateral Embedded License Exemptable Large Power Station Agreement (BELLA). Large generators that want to connect in England and Wales can only apply to National Grid for a BEGA agreement. This is because a BELLA Agreement can only be signed by a customer that is classed as a large power station and exempted from obtaining a generation license. In England & Wales however a large power station is equal to or greater than 100 MW, and only power stations between 50-99.9 MW can apply to the Department of Trade and Industry (DTI) for exemption from holding a Generation license.
122
The key difference between BEGA and BELLA is that only generators that have signed a BEGA agreement have the right to use the transmission system and have to pay Transmission Use of System charges.
Bilateral Embedded Generation Agreement (BEGA)
The BEGA Agreement sets out the provisions for generators to comply with the Connection Use of System Code (CUSC), Grid Code and Balancing & Settlement Code. This agreement will be offered to customers that have requested access to the GB Transmission System, but that are not directly connected to the GB Transmission system. This type of agreement is therefore applicable to embedded (distributed) generators that wish to export to the GB Transmission system. The BEGA will also provide the customer with Transmission Entry Capacity (TEC), see also Section 4.5. The agreement also sets out provisions for any Balancing Services as the agreement gives the customer rights to operate in the energy balancing market.
122
The application procedure and deadline is identical to transmission application, see also Figure 4 14.
SOU 2008:13 United Kingdom
171
Bilateral Embedded Licence Exemptable Large Power Station Agreement (BELLA)
The BELLA Agreement sets out the provisions for generators to comply with the CUSC and Grid Code. This agreement does not commit users to adhere to the Balancing and Settlement Code as a BELLA does not give the customer rights to operate in the electricity balancing market, i.e. another party may be responsible for the output under the CUSC and BSC.
According to the distribution network licence requirements, the distribution network company must follow the deadlines for the connection application as outlined in Table 4-10.
Table 4-10: Overview of deadlines for distribution companies related to con-
nection applications.
123
Service Standard
Provision of quotations
Provide a quotation for a new generation connection where the highest voltage of the assets at the point of connection and any associated works is not more than one kilovolt.
within thirty working days of receiving the request
Provide a quotation for a new generation connection where the highest voltage of the assets at the point of connection and any associated works is more than one kilovolt but not more than 22 kilovolts.
within fifty working days of receiving the request
Provide a quotation for a new connection that is not included within the preceding categories.
within three months of receiving the request
Information and design submissions
Provide the technical information necessary to enable the applicant to identify the proposed location and characteristics of the point of connection of the premises to the licensee's distribution system, where the highest voltage of the assets at that point or any associated works is more than 22 kilovolts but not more than 72 kilovolts
within thirty working days of receiving the request
In response to a design submitted for low voltage and high voltage connections by the applicant, outlining a new proposal for connecting premises to the licensee's distribution system, provide a written approval of the proposed design, or a written rejection stating reasons for rejection.
within ten working days of receiving the proposed design (unless any part of it would require the use of extra high voltage assets)
123
http://www.ofgem.gov.uk/Networks/Connectns/CompinConn/Documents1/SLC4F%20 searchable%20Licence%20mod.pdf
United Kingdom SOU 2008:13
172
Service Standard
In response to a design submitted for an extra high voltage connections by the applicant, outlining a new proposal for connecting premises to the licensee's distribution system, provide a written approval of the proposed design, or a written rejection stating reasons for rejection.
within twenty working days of receiving the proposed design
Final works and phased energisation
Complete the final works for a low voltage connection. within ten working days of receiving the request Complete the final works for a high voltage connection. within twenty working days of receiving the request Inform the applicant of the date by which it is proposed to complete the final works for an extra high voltage connection.
within twenty working days of receiving the request (and complete the works as soon as reasonably practicable)
Complete low voltage phased energisation works within five working days of receiving the request Complete high voltage phased energisation works. within ten working days of receiving the request
The relevant applications fees are discussed in Section 4.6.
4.2.1 Definition of the Capacity of a Production Installation
While other countries have certain clear definitions what maximum capacity can be connected to which voltage level, there are no such definitions in the UK. The actual capacity that can be connected to a certain voltage level depends only on the technical feasibility. As seen in the last chapter, regulations in the UK include the option that generation units larger than 100 MW are connected to the distribution system.
4.2.2 Permitting Entities
The Electricity Act of 1989 Section 4(1) introduces a system of licensing for electricity generators, which allows connection to the power system and entry to the electricity generation market. Any generation of electricity without a license is expressly prohibited in the Electricity Act, however Section 5(1) of the Electricity Act provides that the Secretary of State may, by order, grant exemption
SOU 2008:13 United Kingdom
173
from Section 4(1)(a). Section 5(2) of the Electricity Act sets out the procedure for making such an order.
On 1 October 2001, the Electricity “Class Exemptions from the Requirement for a License” Order 2001 (“the Class Exemptions Order”) came into force.
124
Among other things, this Order exempts
small generators that do not at any time provide more electrical power from any one generating station than: 1) 10 megawatts; or 2) 50 megawatts in the case of a generating station with a declared
net capacity of less than 100 megawatts 3) as well as offshore generators and on-site (= consumer side of
meter) generators.
Generation units between 50 MW – 100 MW, including renewable generation, need a license. However, typically the Secretary of State grants exemption from section 4(1)(a) based on Section 5(1) for renewable generators larger than 50 MW, for instance for wind farms.
125
Hence, it is quite common for the capacity of a distributed generation project to be set at or limited to 99 MW to avoid requiring a license.
126
The generators that need a license must apply to Ofgem for the license. All generators that wish to become a licensed generator will be required to become parties to the BSC, the Grid Code, the CUSC (for transmission system) and/or the distribution code and must comply with the BSC, the Grid Code and the CUSC and/or distribution code.
127
It is important to emphasize that unlicensed generators operate in a very different commercial environment to their licensed counterparts. Generation licensing affects both trading arrangements and a distributed generator’s relationship with the transmission system. For example, a licensed generator has to be party to the Balancing
124
http://www.statutelaw.gov.uk/content.aspx?LegType=All+Legislation&title=The+ Electricity+(Class+Exemptions+from+the+Requirement+for+a+License)+Order+2001 &searchEnacted=0&extentMatchOnly=0&confersPower=0&blanketAmendment=0&sort Alpha=0&TYPE=QS&PageNumber=1&NavFrom=0&parentActiveTextDocId=2536280 &ActiveTextDocId=2536293&filesize=436
125
See for example http://www.berr.gov.uk/files/file34526.pdf and http://epr.ofgem.gov.uk/ document_fetch.php?documentid=9358 as well as http://www.berr.gov.uk/energy/markets/ electricity-markets/license-exemp/page34529.html
126
http://www.ofgem.gov.uk/Networks/ElecDist/Policy/DistGen/Documents1/15939-193_ 06.pdf
127
http://www.ofgem.gov.uk/Licensing/Work/Documents1/5660-Electricity%20Generation %20handbook.pdf
United Kingdom SOU 2008:13
174
and Settlement Code. This defines and describes the trading arrangements for a generator selling their electricity into the market. Moreover, a licensed generator also has to enter an agreement with the transmission system operator National Grid for using the transmission system. An unlicensed generator avoids the costs and burdens associated with the Code and the need, in most cases, for an agreement with NGET. Unlicensed distributed generators also potentially have access to “embedded benefits”. These reflect the fact that distributed generators have a shorter delivery path to consumers. Under current arrangements, an unlicensed generator is effectively treated as negative demand on the system and the electricity they generate is not subject to National Grid’s charges relating to the use of the transmission system.
In addition Ofgem is responsible for licensing transmission network operators, distribution network operators and independent distribution network operators.
4.3 Obligations of a Grid Company Regarding Grid Access
The transmission license conditions state the following obligations:
128
• not to discriminate between any persons or class or classes of persons in providing use of the GB system or in carrying out works for connection;
• to offer terms for connection to and use of the GB system or for the modification of an existing connection within three months of application;
• to offer terms for use of the GB system only within 28 days of application;
• that compliance with the Connection Charging Methodology facilitates effective competition in the generation and supply of electricity and (so far as consistent therewith) facilitates competition in the sale, distribution and purchase of electricity;
128
http://www.nationalgrid.com/NR/rdonlyres/538B0362-162B-4CE1-9483-27B3FDAD F4C2/16068/GBCCMI3R0FINAL.pdf
SOU 2008:13 United Kingdom
175
Hence, the transmission system owners have to treat renewable energy and conventional generators equal in regards to connection and have to offer a connection when technically feasible (see also Section 4.4).
Similar conditions are outlined in the DNOs’ licenses, i.e. the distribution network operators are required to offer connections to any generation within a set timeframe. The DNOs design these connections to ensure that the distributed generator does not cause the quality of electricity supply to fall below agreed standards, potentially affecting other generators and customers. However, a recent Ofgem document states that “despite progress in recent years, some argue it is still time-consuming and resource-intensive for distributed generators to obtain a cost-effective connection and that this remains a barrier to the development of distributed generation”.
129
Finally, private networks do not need a license, hence the regulator cannot put any obligations on these networks.
4.4 Grid Access, Available Capacity and Queue Management
Access Transmission System
The Connection and Use of System Code (CUSC) sets out the standard commercial terms between the TSO and users of the transmission system. This is supplemented by a number of bilateral agreements, including construction agreements, which set out works required to accommodate a user’s access rights. The CUSC uses the concepts of Transmission Entry Capacity (TEC). TEC reflects the capability of the wider transmission system and defines the user’s access rights to the transmission infrastructure, i.e. a generator cannot export more than its TEC.
Generators can ask the TSO to offer terms for connection to and/or use of the transmission system at any stage of their generation project (provided that sufficient data can be provided to the TSO about the proposed development). The available transmission capacity will be calculated by the TSO (in cooperation with the transmission owners) using certain technical aspects (N-1 criteria, for instance) and will consider all power plants that have already
129
http://www.ofgem.gov.uk/Networks/ElecDist/Policy/DistGen/Documents1/15939-193_ 06.pdf
United Kingdom SOU 2008:13
176
accepted an offer for connection, i.e. the TSO follows the approach “first come first served”. In case the requested network capacity is not available, the TSO will offer terms for connection based on an ”invest then connect” approach. The TSO will detail in its offer, the works on the transmission system that are required to provide connection to and/or use of the transmission system.
The connection date offered reflects the customer's request but also the time required to complete transmission system works (connection and/or system reinforcement works). In general, connections will not be made until transmission system reinforcement works are complete. However, there have been circumstances where the TSO has been able to agree with customers specific arrangements to facilitate an earlier connection date on a constrained basis (i.e. their access may be limited without compensation).
The key part of the offer from the TSO that includes transmission network upgrades is the construction agreement. The construction agreement sets out the provisions for construction or modification of a direct connection to the GB Transmission system or to facilitate the connection of embedded generation. The construction agreement will primarily set out the responsibilities of each party and the timescales and key milestones in which each party are required to complete each of their areas of work.
Furthermore, the construction agreement provides the necessary financial security that a party must provide to secure against the cost of the appropriate works. Initially, generators that had entered into a contractual agreement with the TSO were required to provide financial security against the transmission system reinforcement works identified in its bilateral agreement. The financial security regime ensures that the TSO and its customers (consumers) are protected from the risk of stranded assets if the project does not go ahead, i.e. the applicant only has to pay for the network upgrade if the project is not going ahead. If the project is going ahead as planned the network upgrade costs are socialized, i.e. recovered via network tariffs paid by all customers.
However, such financial security regime caused a lot of problems particularly for groups of smaller, renewable generators. Hence, the approach was changed and currently applicants must provide a financial security equal to a certain share of the overall investment – typically 2 years of the expected Transmission Network Use of System charge. In addition, they have to prove to the TSO that the project
SOU 2008:13 United Kingdom
177
completes certain milestones so that the TSO can be sure that the project is going ahead as planned.
The situation, however, is not considered satisfactory. Therefore Ofgem has started a cross-governance working group named Access Reform Options Development Group (ARODG) for developing other alternatives. ARODG has proposed the following general options regarding transmission network access:
130
• short term access arrangements;
• access trading arrangements;
• development of a “Spill” product to allow projects to connect and operate without enduring access rights.
These suggestions reflect that intermittent renewable generation (principally on-shore and offshore wind, but also wave and tidal generation), which are often built in locations that currently have little or no transmission network, do not require a constant level of transmission capacity, but need access when their primary fuel (e.g. wind) is available.
A number of selected options developed by ARODG are listed below:
• An Interim TEC product would allow users to use the transmission system in all but a specified number of periods. During these periods, the TSO would be able to curtail a user at zero bid price, or the generator would be required to declare down its output. (This option might already be implemented at the end of 2007);
• ”Deemed Access Rights to the GB Transmission System for
Renewable Generators” would allow a renewable generator to export onto the system without wider transmission system reinforcements needing to be in place. Where there is insufficient transmission capacity, it is proposed that other non-renewable generators are constrained off the system first to enable priority access for renewable generators with a new access product, Deemed Transmission Entry Capacity (DTEC). The constraints that would be incurred as a result of taking conventional generators off the system to make way for renewable generators would be funded from Transmission Network Use of System (TNUoS)
130
http://www.ofgem.gov.uk/Networks/Trans/ElecTransPolicy/tar/Pages/Traccrw.aspx and http://www.ofgem.gov.uk/Networks/Trans/ElecTransPolicy/TransAccess/Pages/Transmiss ionAccess(ARODG).aspx
United Kingdom SOU 2008:13
178
charges and not Balancing Services Use of System (BSUoS) charges. (Proposal is currently discussed at the working group stage);
• ”Transmission Entry Capacity with restricted access rights”
(TEC-lite) would give only restricted access to the transmission system for new users. TEC-lite would confer different rights to use the transmission system rather than full TEC, and on this basis, those proposing this approach consider that transmission charges would be lower. (Proposal currently at the working group stage);
• TEC Transfer – arrangements to further facilitate the transfer of previously allocated transmission access rights between power stations;
• Extra TEC (ETEC) – the TSO would identify additional transmission access available in operational timescales, which could be purchased before real time and priced ex-ante on a cost-reflective basis.
• Overrun (with ex-post pricing) – this would involve creating arrangements to allow power stations to generate above their TEC, charged on usage and priced ex-post on a cost-reflective basis.
• Shared TEC (subject to discussion) – TEC would be shared between two nodes. The primary party has TEC liability, and the secondary party has rights through a bilateral contract. Charges would be calculated on a cost-reflective basis as a multiple of TEC.
Treatment of Wider Reinforcement
A number of new connection applications can trigger wider reinforcement works (sometimes called ”deep”) on the transmission system, i.e. more than one project can be dependent on a specific set of transmission system reinforcement works. This can result in a 'queue' of projects dependent on major network reinforcements such as most network upgrades between Scotland and England. Due to the costs and number of possible projects involved it is very complicated to include such projects in project-specific construction agreement. Hence, it was decided that certain transmission upgrades are plan-
SOU 2008:13 United Kingdom
179
ned and financed via the Transmission Investment for Renewable Generation (TIRG) mechanism.
131
Queue Management
Due to large numbers of applications for grid access, largely in Scotland, a queue management discussion has emerged in the UK.
132
Over 150, mainly renewable projects, totaling around 12 GW of generating capacity, currently seek connection in Scotland where the network is already constrained. Many of these projects emergerd at an early stage of development in order to take advantage of transitional arrangements under the British Electricity Trading and Transmission Arrangements (BETTA). In all likelihood, only a proportion of the projects currently in the queue will actually connect to the network. The most significant factor is likely to be whether the generator obtains planning consent, but other commercial and technical factors may contribute. The large majority of projects in the queue do not yet have the necessary consents.
The queue management by National Grid focuses on suggesting and discussing new flexible methods with the regulator to deal with the queue, i.e. not necessarily follow the approach “first come first served” but focusing on the progress of the various projects and allowing more generators access to the grid based on suggestions that are similar to the ones developed by the above mentioned TIRG working group. National Grid is particularly focusing on matching progress in the development of generator projects with transmission network upgrades which can only be achieved with regular communication/milestones between applicant and National Grid.
133
Distribution Network Access
For grid access to the distribution system requiring transmission upgrades, the same method as described above applies regarding the transmission upgrades. In case the connection to the distribution system requires any distribution network upgrades, the applicant must
131
http://www.ofgem.gov.uk/Networks/Trans/PriceControls/TPCR4/ConsultationDecisions Responses/Documents1/9139-28804.pdf
132
http://www.nationalgrid.com/uk/Electricity/gb_agreements/gbqueue/
133
http://www.nationalgrid.com/NR/rdonlyres/47B95865-0225-45C2-B3BE-F753821B1E1B/ 18039/FinalConclusionpaper.pdf
United Kingdom SOU 2008:13
180
pay 80% of the costs.
134
These 80%, less any relevant connection
charge associated with reinforcement, would be recoverable by the DNO from the applicant over the assumed asset life of 15 years on an annuity basis, starting in the year after the expenditure has been incurred. In addition, the applicant must pay £1/kW/year to cover the on-going operation and maintenance (O&M) costs for the network upgrade and £1.50/kW/yr as additional fee to the network operator related to the DNOs effort to connect the local generation. Ofgem has allowed the additional fee as well as the 80% cost recovery as an incentive for DNOs to connect distributed generation fast and efficiently.
135
A connection is currently only possible after
the necessary network upgrades in the distribution and transmission system.
In addition, generators have to pay connection charges – independent of whether the connection has caused any network upgrade – and possible fees related to the transmission system, see also Section 4.8.
4.5 Reservation of Transmission Capacity
Within the Connection and Use of System Code (CUSC), a Transmission Entry Capacity (TEC) is defined which sets the generator's maximum allowed export capacity into the transmission system at any point during the financial year. The TEC is subject to the payment of Transmission Network Use of System (TNUoS) charges calculated in accordance with the Statement of the Use of System Charging Methodology. The TEC is purchased for one year, but procuring TEC in one year gives the User a free option to secure the same level of access in the subsequent charging year.
Hence, as outlined in Section 4.2, distributed generation which has not signed the CUSC also has no TEC and therefore cannot use the transmission system, i.e. they have to sell the power within the distribution network.
If a generator seeks additional TEC or a new generator seeks an initial allocation of TEC this may be done by completing an application and sending it to National Grid. If the TSO considers that
134
http://www.ofgem.gov.uk/Markets/RetMkts/Metrng/Metering/Documents1/8944-26504 .pdf
135
http://www.ofgem.gov.uk/Networks/ElecDist/Policy/DistGen/Documents1/15939-193_ 06.pdf
SOU 2008:13 United Kingdom
181
the additional generator capacity will require network reinforcement for its system to continue to comply with its security standards, National Grid will typically provide a connection offer on an investthen-connect basis. However, there is also an alternative way, i.e. if somebody holding TEC wishes to sell, parties can negotiate bilaterally the purchase of TEC.
136
4.6 Costs Associated with the Connection to the Grid
Transmission Connection Charges
Application fees are payable in respect to applications for new connection agreements based on the reasonable costs transmission licensees incur in processing these applications. Users can opt to pay a fixed price application fee (derived from analysis of the historical costs of similar applications) in respect of their application or pay the actual costs incurred. The fixed price fees for applications are detailed in the Statement of Use of System Charges.
137
An example of selected
fixed application fees is shown in Table 4-1. If a user chooses not to pay the fixed fee, the application fee will be based on an advance of transmission licensees engineering and out-of pocket expenses and will vary according to the size of the project and the amount of work involved. Where actual expenses exceed the advance, National Grid will issue an invoice for the excess. Conversely, where National Grid does not use the whole of the advance, the balance will be refunded.
Also distributed generators which want to use the transmission system, see Section 4.2, have to pay transmission connection charges.
136
http://www.nationalgrid.com/uk/Electricity/Codes/systemcode/tectrading/
137
http://www.nationalgrid.com/NR/rdonlyres/65364814-0D47-482A-8B9E-EB32BA5C3259/ 7871/UoSCI2R1Final4.pdf
United Kingdom SOU 2008:13
182
Table 4-11: Fixed Prices for New Bilateral Agreements.
138
Zone MW Fee (£’000)
Agreement Type (as table C)
<100 25 + VAT =>100<300 25 + VAT =>300<500 50 + VAT
=>500<1000 50+ VAT
1
Directly connected generation
NGC South
=>1000 70 + VAT
Bilateral Connection Agreement
<100 55 + VAT =>100<300 55 + VAT =>300<500 110 + VAT
=>500<1000 110 + VAT
Directly connected generation
NGC North
=>1000 160 + VAT
Bilateral Connection Agreement
<100 41 + VAT =>100<300 51 + VAT =>300<500 92 + VAT
=>500<1000 122 + VAT
Directly connected generation
SPT South
=>1000 160 + VAT
Bilateral Connection Agreement
<100 51 + VAT =>100<300 71 + VAT =>300<500 127 + VAT
=>500<1000 172 + VAT
Directly connected generation
SPT North
=>1000 230 + VAT
Bilateral Connection Agreement
<100 61 + VAT =>100<300 81 + VAT =>300<500 157 + VAT
=>500<1000 182 + VAT
Directly connected generation
SHETL
South
=>1000 250 + VAT
Bilateral Connection Agreement
<100 61 + VAT =>100<300 81 + VAT =>300<500 157 + VAT
=>500<1000 182 + VAT
Directly connected generation
SHETL
North
=>1000 250 + VAT
Bilateral Connection Agreement
Distribution Connection Charges
If a generator connects to the distribution system and is not using the transmission system, it only has to pay the reasonable costs that DNOs incur in processing the application. The connection charging methodology can be defined by each DNO but must be approved by Ofgem.
139
If the generator is using the transmission system, the
applicant must pay distribution and transmission connection charges.
Annual connection charges are discussed in Section 4.8.
138
http://www.nationalgrid.com/NR/rdonlyres/65364814-0D47-482A-8B9E-EB32BA5C3259/ 7871/UoSCI2R1Final4.pdf
139
http://www.ofgem.gov.uk/Networks/ElecDist/Policy/DistChrgMods/Pages/DistChrg Mods.aspx
SOU 2008:13 United Kingdom
183
4.7 Costs and Obligations Related to Metering
Typically any generation asset must have half-hourly import/export metering installed. Microgenerators (<30 kW) are not required to install half-hourly metering, i.e. they are only required to install an import/export meter if they wish to sell their exports to a supplier. Similarly, any generator eligible for Renewable Obligation Certificates (ROCs) and interested to collect ROCs needs half-hourly im/exports metering if the export can be higher than 16 amps/phase.
140
Renewable generators with less than 16 amps/phase export capacity do not need half-hourly im/exports metering but a yearly import/export meter.
If all or part of the electricity that is generated is used on-site by the operator of the generating station, it may be eligible for ROCs. In order to claim ROCs for eligible electricity used on-site, the operator of the generating station needs to measure the power output as described above and sign a declaration (a “Permitted Ways” declaration) and submit this to Ofgem each year. Any electricity consumption of the generator must be deducted from the gross generation.
Net-metering is currently not allowed but some DNOs unofficially accept it. Regulatory changes related to net-metering are under discussion.
4.8 Grid Tariffs
Annual Connection Charges
The annual connection charges are individually calculated for each connected asset. The calculation considers the maintenance and transmission running costs including site-specific maintenance costs and may include costs for upgrading the connection point, but no costs related to transmission network upgrades. The details of the calculation method are outlined in the Statement of the Connection Charging Methodology from April 2007.
141
140
http://www.ofgem.gov.uk/Networks/ElecDist/Policy/DistGen/Documents1/15939-193_ 06.pdf , http://www.ofgem.gov.uk/Sustainability/Environmnt/RenewablObl/Documents1/ April%202007%20Final%20Large.pdf and http://www.ofgem.gov.uk/Sustainability/ Environmnt/RenewablObl/Documents1/small%20generator%20guidance_7707.pdf
141
http://www.nationalgrid.com/NR/rdonlyres/538B0362-162B-4CE1-9483-27B3FDADF 4C2/16068/GBCCMI3R0FINAL.pdf
United Kingdom SOU 2008:13
184
Transmission use of System Charges
Transmission Network Use of System (TNUoS) charges reflect the cost of installing, operating and maintaining the transmission system for the Transmission Owner (TO) and must be paid by all users that have signed the Connection and Use of System Code (CUSC), see also Section 4.2. Hence, all generators connected to the transmission system as well as most distributed generators have to pay TNUoS charges.
In April 2004 National Grid introduced a DC Loadflow (DCLF) ICRP based transport model for the England and Wales charging methodology. The DCLF model has been extended to incorporate Scottish network data with existing England and Wales network data to form the GB network in the model. The generation TNUoS depend now on the area in which the generator is connected, see also Figure 4-15. The demand charges depend on a similar zonal approach but the zones are not identical with the zones for generators.
The underlying rationale behind the TNUoS charges is that efficient economic signals are provided to users when services are priced to reflect the incremental costs of supplying them. Therefore, charges reflect the impact that users (generators and consumers) of the transmission system at different locations would have on the transmission owner's costs, if they were to increase or decrease their use of the respective systems. These costs are primarily defined as the investment costs in the transmission system, maintenance of the transmission system and maintaining a system capable of providing a secure bulk supply of energy.
SOU 2008:13 United Kingdom
185
Figure 4-14: Generation Use of System Tariff Zones as at 1 April 2006 (Geo-
graphical).
142
142
http://www.nationalgrid.com/NR/rdonlyres/65364814-0D47-482A-8B9E-EB32BA5C3259/ 7871/UoSCI2R1Final4.pdf, page 8
United Kingdom SOU 2008:13
186
One special treatment exists for small generators in Scotland which are eligible for a reduction in the listed Generation TNUoS tariffs. This discount has been calculated in accordance with direction from the Authority and equates to 25% of the combined generation and demand residual components of the TNUoS tariffs.
The details of the calculation method for the TNUoS are outlined in “The Statement of the Use of System Charging Methodology”
143
from June 2007 and the current calculation method in the “The Statement of Use of System Charges.
144
Balancing Services Use of System charges
The TSO recovers the costs of balancing the System through Balancing Services Use of System (BSUoS) charges. The BSUoS charges have to be paid by all parties that have signed the Balancing & Settlement Code, see also Section 4.2.
The Statement of the Use of System Charging Methodology includes a detailed methodology for the calculation of daily BSUoS charges, some working example, and information on BSUoS charge settlement.
145
Tariffs Related to Distribution Networks
Each DNO licence holder has the obligations to have in place three charging statements:
146
• the statement of Use of System (UoS) charging methodology,
• the statement of UoS charges and
• the connection charging methodology. The connection charging methodology outlines the method by which connection charges are calculated.
143
http://www.nationalgrid.com/NR/rdonlyres/33828A47-C4A4-490B-AF7C-25E6E8D7 C1DC/17924/UoSCMI3R1FINAL_BSUoSandCAP142_2.pdf
144
http://www.nationalgrid.com/NR/rdonlyres/65364814-0D47-482A-8B9E-EB32BA5C3259/ 7871/UoSCI2R1Final4.pdf
145
http://www.nationalgrid.com/NR/rdonlyres/33828A47-C4A4-490B-AF7C-25E6E8D7C1 DC/17924/UoSCMI3R1FINAL_BSUoSandCAP142_2.pdf
146
http://www.ofgem.gov.uk/Networks/ElecDist/Policy/DistChrgMods/Pages/DistChrg Mods.aspx
SOU 2008:13 United Kingdom
187
The proposed methodologies of each DNO will be reviewed and approved by Ofgem. As many charging methods are rather old, Ofgem is pressing the distribution companies to develop charging models that reflect the benefits and costs of distributed generators.
147
As an example the Use of System Charging Methodology of Northern Electric Distribution is here considered.
148
According to
this method, generators connected prior to April 2005 will have to pay no UoS charges as they paid a higher connection charge to directly cover the required deeper connection assets. The situation post-2010 is still under review and no decision has yet been taken.
Generators connected from April 2005 will have paid a lower connection charge to cover the shallower connection assets and hence a separate UoS charge to cover reinforcement costs will be implemented in respect to the electricity that the generator exports to the system. The calculation of the UoS charges includes:
• Annuity pass-through calculation, which is based on a 80% passthrough of the network reinforcements costs caused in the distribution network by the generator (cost recoverable by the DNO from the applicant over the assumed asset life of 15 years on an annuity basis);
• OR&M – based on an allowance for each kW of installed generation capacity (£1/kW/year);
• Revenue Driver – based on an allowance for each kW of installed generation capacity (£1.50/kW/yr)
• NGC Exit charges to the transmission network– a proportionate share of the NGC Exit charges apportioned on an agreed capacity basis.
Hence, distributed generators which did not cause any network upgrades and are not using the transmission system will only be charged the revenue driver (£1.50/kW/yr), which was created by Ofgem as an incentive for DNOs to connect as much distributed generation as possible in an economic and efficient way.
147
http://www.ofgem.gov.uk/Networks/ElecDist/Policy/DistGen/Documents1/15939-193_ 06.pdf
148
http://www.ce-electricuk.com/lib/liDownload/566/NEDL%20Use%20of%20system% 20charging%20methodology%20v1_8.pdf
United Kingdom SOU 2008:13
188
4.9 Rights and Obligations Regarding Real Time Operation
Renewable energy is treated exactly the same way as conventional generation in the UK, i.e. renewable energy has the same rights and obligations as other forms of generation. Renewable generation can in principal participate in all ancillary service markets if it fulfils the technical requirements outlined for the different ancillary markets by National Grid.
149
However, as renewable energy generation will
only receive the ROCs for the actual electricity produced, renewable energy generators typically have little interest to participate in any market that may result in a reduction of power output, such as markets related to frequency control.
4.10 Conclusions United Kingdom
General Renewable Energy Promotion Scheme
• The UK has a Renewable Obligation scheme which came into force in April 2002. It requires power suppliers to derive from renewables a specified proportion of the electricity they supply to their customers. This started at 3% in 2003, rising gradually to 10.4% by 2010, and 15.4% by 2015. The Obligation is guaranteed in law until 2027. The certificates can be sold separately from the electricity to which they relate, i.e. suppliers can purchase these certificates in order to fulfill their obligation. This allows for open trading of certificates. To fulfill their obligation, suppliers can either present enough certificates to cover the required percentage of their output, or they can pay a ‘buy-out’ price for any shortfall. The Buy-Out price was set at £30.00 per MW/h in 2002/03 and increases each year by the Retail Price Index (RPI). The period 05/06 had a “buy-out” price of £32.33, the price for 07/08 is £34.30 per megawatt hour (MWh). All payments are backchanneled to suppliers in proportion to the number of ROCs they present. The certificates are currently traded at 48.12 £/ MWh (68.92 €/MWh), which results in some of the highest payments for renewables in Europe.
149
http://www.nationalgrid.com/uk/Electricity/Balancing/services/
SOU 2008:13 United Kingdom
189
Any size limit in the regulations for renewable energy?
• In the UK, there are capacity limits for generators connected to the distribution grid regarding the payment of Transmission Network Use of System charges (TNUoS). These limits vary between different areas in the UK, but in most cases the limit is 50 MW in England and Wales and 30 MW in the Scottish Power transmission area and 10 MW in the Scottish Hydro transmission area. Most generators connected to the distribution network with a capacity below these limits are exempted of TNUoS in recognition of the reduced demand in a zone served by the transmission system. However, generators that have been connected to the distribution network after 1 April 2005 have to pay Distribution Network Use of System charges if their connection required a distribution network upgrade. The Distribution Network Use of System charge should then recover some of the network upgrade costs.
Tariff Structure
• In the UK, generators pay network tariffs (known as Use of
System charges) if they are connected to the transmission system. The charges do not distinguish between renewable energy and conventional energy, but they vary based on the location of the connection point. Hence, the connection charges to the transmission grid are high in Scotland, which has low load but many generation sources, and low (in some cases even negative) in South England which has high load and limited local generation sources. In addition, small power stations connected to the distribution network, independent of their technology, do not have to pay Transmission Use of System charges (See above). In principle, power stations are defined as small if they have a total capacity of up to 50 MW in England and Wales, up to 30 MW in the Scottish Power transmission area and up to 10 MW in the Scottish Hydro transmission area. However, generators that have been connected to the distribution network after 1 April 2005 and which have caused reinforcement on the distribution grid have to pay Distribution Network Use of System charges.
United Kingdom SOU 2008:13
190
Network Upgrade Costs
• In the UK, costs for transmission upgrades are typically socialized.
In principle, transmission reinforcements are only performed if sufficient requests for network connections are submitted. However, this approach leads to long delays in cases where ‘strategic works’ are needed. Recognizing this, the regulator Ofgem recently approved £560 millions for ‘Transmission Investment for Renewable Generation’. When it comes to upgrades in the distribution grid, producers in the UK connected to the distribution network after the 1 April 2005, have to pay a Distribution Network Use of System charge (DUoS) which generally reflects the upgrading costs for the exclusive use of the generator. For connections to the distribution grid prior to 1 April 2005, costs for distribution network reinforcement were charged upfront. In the UK, the creation of independent Offshore Transmission Owners (OFTO) are proposed. The OFTO would be selected by competitive tender and awarded a transmission licence which enables it to receive a regulated revenue stream in return for meeting its licence obligations for a predetermined regulatory period (20 years), and would be incentivised to achieve specified performance requirements during this period. OFTO would have the responsibility for designing, building, financing and maintaining the offshore transmission network required to connect an offshore generator.
Network Concessions
• Ofgem has licensed 13 distribution network operators (DNOs) in the UK (14 including Northern Ireland) each responsible for a distribution service area (similar to a concession area). DNOs came into existence on 1 October 2001, evolving from ex-Public Electricity Suppliers. In addition there are four independent licensed network operators that own and run smaller networks embedded in the DNO networks, called Independent Distribution Network Operators (IDNO). An IDNO is any electricity distributor with a license granted after 1 October 2001. IDNOs own and operate electricity distribution networks which will predominately be network extensions connected to the existing distribution network, e.g. to serve new housing developments.
SOU 2008:13 United Kingdom
191
IDNOs do not have general distribution service areas. Finally, privately-owned unlicensed networks may operate within existing distribution networks. Advantages include exemption from some license charges and reduced energy loss in transmission. Ports and large industrial users often operate with private wire networks.
Network Connection Procedure
• All potential applicants, renewable energy generators or conventional generators, are treated equally in the connection process. There are very detailed network connection procedures in the UK, with detailed time lines and definitions of the relevant fees. The procedures were developed by National Grid, the transmission system operator and reviewed and approved by the regulator Ofgem. Any applicant that wishes to connect directly to the transmission system will be offered to enter into a Bilateral Connection Agreement (BCA) with National Grid within 3 months of application. Any customer wishing to connect to a distribution system should initially contact the Distribution Network Operator in its area to discuss the proposed connection. For the type of interconnection agreement, the size of the power station and its location is important.
Metering
• Typically any generation asset must have half-hourly import/export metering installed. Similarly, any generator eligible for Renewable Obligation Certificates (ROCs) and interested to collect ROCs needs half-hourly im/exports metering if the export can be higher than 16 amps/phase. Renewable generators with less than 16 amps/phase export capacity do not need half-hourly im/exports metering but a yearly import/export meter.
5 Summary of Findings
The following sections provide a brief comparison between Sweden, Spain, Portugal, Germany, and United Kingdom regarding issues that are important for Sweden. In the following chapter, we refer to Spain, Portugal, Germany and United Kingdom as the four studied countries.
Each section starts with a table comparing the situation in Sweden and in the four studied countries, followed by a brief analysis of the differences and similarities between the different countries. At the end, we will present the conclusions.
5.1 General Renewable Energy Promotion Scheme
This section focuses on wind power and solar photovoltaics since these energy sources have had a remarkable increase in the four studied countries. For details on other types of renewable energies for the studied countries, please see the country-specific chapters.
193
Summary of Findings SOU 2008:13
Table 5-1: Comparison of renewable energy regulations and its impact on wind power and solar photovoltaic development
Sweden Spain Portugal Germany UK Regulation Scheme
Electricity Certificates
Feed-in tariffs & market option (market price + premium)
Feed-in tariffs Feed-in tariffs Renewables Obligation Certificates (ROC)
Total Payment Level for wind power 2006 [€/MWh]
=69.12
TPF
150
FPT
Certificate=21 Energy=48.12
Feed-in tariff: 77.73 Market option: 91.01 (Premium 31 plus energy 48 plus market incentive 7 plus other complements)
92.8
(on-shore) 83.6 for first 5 years, then 52.8
= ~124-130
TPF
151
FPT
ROCs 59-65 (buy out: 47.9) plus ~65 for energy
Total Installed Generation Capacity end 2006 [MW]
33,819
82,336 13,607 111,000
83,045
Total Installed Wind Capacity end 2006 [MW]
572
11,615
1,716 20,622
1,958
Wind Capacity added in 2006 [MW]
80
1,587
692
2,195
616
Total Payment Level for Solar Photovoltaics 2006 [€/MWh]
=69.12
TPF
152
FPT
Feed-in tariff: P<100kW:440 P>100kW:230
Feed-in tariff: P<5kW:447 P>5kW:316
Feed-in tariff: P<30kW:518-568 30kW<P<100kW: 493-543 P>100kW:487-537
= ~124-130
Installed PV Capacity[MW] end 2006
4.8
118
2.3
2,863
9.9
PV added in 2006 [MW]
0.6 60 0 953 1
TP
150
PT
In addition, wind power producers on-shore with installations on place before the implementation of the electricity certificate system in May 2003 received an environmental bonus equal to 7 €/MWh which corresponds to an average total payment of 76 €/MWh. This system based on environmental bonus is being phased out and will be removed after 2009. Based on Nord Pool information, an exchange rate of 9.2556 SEK/EUR has been used.
TP
151
PT
Exchange rate of 1£ = 1.4 Euro.
TP
152
PT
This payment is obtained when selling the production to the grid which is done only by a few installations (less than 5). Commonly in Sweden, solar photovoltaic installations use their electricity production to reduce their own consumption and not to sell it to the grid since the network costs (including compensation for reduction of network losses) to be able to inject electricity to the grid are typically higher than the payment they receive. When reducing their consumption, the payment can be assumed to be equal to the cost of electricity which is about 110 €/MWh for domestic consumers.
194
SOU 2008:13 Summary of Findings
It is important to take into account when comparing different promotion schemes for renewable energies that each country has specific national conditions that can be very different. This means that different promotion schemes may be needed to get the same power production. For example, the average wind conditions in Germany are quite low, in 2006 each installed MW wind power generated on average an electric power of 1,560 MWh. In the same year, in Spain each installed MW corresponded to a power production of 2,160 MWh, while in Sweden each installed MW generated 1,850 MWh and in the UK 2,780 MWh on average.
The values shown in Table 5-1 regarding Total Payment Level 2006 for Sweden, UK and Spain (market option) are exceptionally high since electricity market prices in these countries were exceptionally high during 2006. This must be kept in mind when comparing the payment levels between the different countries.
Table 5-1 shows that in 2006 wind power producers in the UK received the highest payments and wind power producers in Sweden received the lowest payments. However, wind power producers in Germany that have been producing for more than five years received lower payments than wind power producers in Sweden. When it comes to solar photovoltaics it is very clear that the feed-in systems in Germany, Portugal and Spain give much higher incentives than the certificate systems in Sweden and the UK. For photovoltaics, Germany is the country with the highest payment among the studied countries and also with the largest installed capacity.
Table 5-1 also shows that the promotion scheme in Germany, Spain and Portugal is based on feed-in tariffs which are defined for the different types of renewable energies. This is a great difference to the electricity certificate system applied in Sweden, for example, where there is a single price for all renewable energies. The most relevant feature of the feed-in tariff scheme is that it secures a certain income during a fixed time horizon while the certificate system gives a more uncertain economical support to the renewable energies since the price can vary significantly over time. The stability in the promotion scheme is the main reason why in Germany there is still a large expansion of the wind power sector even if the remuneration level is not particularly high.
An interesting example of combining a feed-in tariff system and a market-based promotion scheme can be found in Spain where power producers using renewable energies can choose between these two promotion schemes. The income obtained from the market option
195
Summary of Findings SOU 2008:13
can be much higher than in the feed-in tariff option but it can also be lower. However, that risk has been minimized by introducing a floor value. At the same time, a cap value has been introduced in Spain in order to limit the State support given to renewable energies. Germany and Portugal have also established different criteria in order to limit the State support to wind power. Germany has defined for each location a reference production model. After 5 years, each installation is compared to the reference model and in case the production has reached more than 150% of the reference production the payment decreases to a 30% lower level. In Portugal wind turbines producing more than 2,000 MWh per installed MW and per year receive lower payments. Wind turbines producing more than 2,600 MWh per year and per installed MW receive a payment per MWh that is 10% lower than that of turbines producing less than 2,000 MWh.
In summary, the countries that have experienced the largest development in the wind power sector, i.e. Germany and Spain, use fixed feed-in tariff promotion schemes. Feed-in tariffs provide a stable investment environment as it sets clear power purchase prices for a defined time horizon. Hence, the regulatory framework regarding payment schemes can be considered the main driver for the development of renewable energy. However, there are some other factors that are relevant for the development of the wind power sector such as the permitting procedure and the connection procedure. In comparison to the four studied countries, wind power producers in Sweden receive the lowest payment, which means that in Sweden all other costs such as connection cost, network upgrades and network tariffs become even more important than in the other studied countries. It must be noted though that in Sweden the electricity certificate system has lead to a significant increase of biomass-based electricity production, but biomass has not been included in the comparison.
196
SOU 2008:13 Summary of Findings
5.2 Network Connection Procedure
Table 5-2: Comparison of network connection procedures for producers using renewable energies.
Sweden Spain Portugal Germany UK Procedure Description
Detailed procedure for connection to the transmission grid but not well described for connection to the regional/local grid
Detailed procedure
Detailed procedure
The procedure is not clearly outlined in law, but legally renewable generation has the right to be connected.
Detailed procedure for transmission and distribution connection defined by National Grid, approved by Regulator
Deadlines Defined deadlines for connection to transmission grid but not for connection to other grids.
Defined deadlines
Defined deadlines
Delays can cause complaints to regulator
Max. 3 months time to deal with application
Fees None for transmission grid. For other grids it depends on the grid owner.
Yes, both for connection to the transmission and the distribution grid. 500 €/kW for solar photovoltaic
TPF
153
FPT
and
20 €/kW for other renewables.
Yes, both for connection to the transmission and the distribution grid. 400 €/MW for study on available capacity and 500 €/kW for allocation of connection point.
No Yes (depend upon size, type and location)
A well-defined network connection procedure reduces the overall costs for the application. It means that the applicant has a clear understanding of what is required from him and what he has to pay and that the network company can develop a method and procedure of how to deal with connection applications. A well-defined procedure includes the information required for the application, the relevant timeline for network companies to reply to the application, and the application-related costs (fees) that are typically caused by network integration studies to be performed by the network company. There are very detailed network connection procedures in the UK, for instance. The procedures were developed by National Grid, the transmission system operator and reviewed and approved by the
TP
153
PT
Solar photovoltaics installed on residential buildings or industrial premises are exempted of paying such application fees.
197
Summary of Findings SOU 2008:13
regulator Ofgem. Spain and Portugal are also examples of countries with very detailed connection procedures. The procedures are prescribed by law and are not only a conduct code between grid companies and producers’ associations.
Countries without clearly defined methods and procedures, including Sweden, frequently report very long response times for network connection applications and communication problems between applicants and network companies.
In Germany, the procedure is not clearly described, but the network association has developed a guideline for the network companies how to deal with applications, but most importantly the relevant law defines that “Grid system operators shall immediately and as a priority connect plants generating electricity from renewable energy sources”. Hence in case of delays the network companies have to explain to the regulator what caused the delays. That causes additional costs to the network companies if the application is not processed reasonably fast. In Germany, the evaluation methods that determine how much additional generation can be connected at a certain point are not considered to be sufficiently transparent as network data are typically not published. An independent evaluation of the response to an application is therefore rather complicated.
In summary, to ensure that the application procedure is conducted in a clear, unbiased and consistent manner, irrespective of the network company, the renewable energy technology or the applicant, it is necessary to have a clear definition of the connection application procedure with clear requirements of what is needed for the application, a clear timeframe regarding the reply of the network company, and defined basic principals for the interconnection analysis.
Nevertheless, conflicts may arise, hence a clear procedure of how to deal with such conflicts should be developed. Germany, for instance, used to have a specific organisation that helped to settle such interconnection disputes. Today this task is part of the newly started regulator in Germany, similar to the approach in Spain.
Regarding fees for processing connection applications, there are several countries that apply such fees: Spain, Portugal and UK. A reason for such fees is to avoid unserious applications and the work related to them. However, the fees might be a barrier for very small projects such as solar photovoltaics on residential buildings. An option would be to exclude such projects from paying the fees, which is the case in Spain. In Spain, Portugal and the UK, the fees
198
SOU 2008:13 Summary of Findings
are well defined and do not depend on the owner of the grid to which the installation is connected. This is very important in order to improve transparency and to not discriminate against certain producers. In Sweden, fees depend on the grid owners and are only paid when connecting to the distribution grid, even though the amount of the fees paid is typically discounted from the total connection cost to be paid by the producer.
199
Summary of Findings SOU 2008:13
5.3 Network Investment Costs
Table 5-3: Comparison of network investment costs for producers using renewable energies.
Who pays the costs for…
Sweden Spain Portugal Germany UK
Connection installations from wind farm on-shore to network connection point
Wind Farm Owner
Wind Farm Owner
Wind Farm Owner
Wind Farm Owner
Wind Farm Owner
Connection installations from wind farm off-shore to network connection point
Wind Farm Owner
Wind Farm Owner
Wind Farm Owner
Transmission Company
Independent Transmission Company (if the connection voltage is 130kV or higher)
Upgrades in the distribution network and regional network
Upgrades that benefit only the wind farm owner are paid by the wind farm owner. When upgrades benefit others then costs are shared.
Mainly paid by new power plant
Mainly paid by new power plant
Network companies
Generator and grid owner share costs
Upgrades in the transmission network
Upgrades that benefit only the wind farm owner are paid by the wind farm owner. When upgrades benefit others (mainly in the 400 kV grid) then SvK pays a part or all costs.
Upgrades are paid by transmission company (socialized)
Upgrades are paid by transmission company (socialized)
Network companies (Costs are socialized between all customers in Germany)
Upgrades are paid by transmission company
Fees or deposits to be paid in relation to upgrade works
No Yes, but only for upgrades in the transmission grid. 20% of the upgrading costs.
Yes, both for transmission and distribution grid when upgrading costs are accelerated, agreed between grid owner and wind farm owner.
No fees Deposit equal to 2 year Use of System charge for transmission network upgrades
200
SOU 2008:13 Summary of Findings
In all studied four countries, and also in Sweden, project developers have to pay for the construction of the line, transformers and all other necessary installations for the connection to the grid. There is no difference between conventional power producers and power producers using renewable energy sources. However, in 2007 Germany adopted a law which states that grid companies have to pay for power lines connecting off-shore wind projects to their grids. In the UK, the creation of independent Offshore Transmission Owners (OFTO) are proposed. The OFTO would be selected by competitive tender and awarded a transmission licence which enables it to receive a regulated income from offshore wind farms in return for meeting its licence obligations for a predetermined regulatory period (20 years), and would be incentivised to achieve specified performance requirements during this period. OFTO would have the responsibility for designing, building, financing and maintaining the offshore transmission network required to connect an offshore generator.
In the studied countries and in Sweden, there are no laws giving a clear definition of what deep costs, i.e. costs associated to upgrades of the grid necessary to connect new producers, can be considered to benefit just one producer and which can be considered to benefit several producers. This is crucial since this determines who is to pay these upgrades in all studied countries except Germany where upgrades are always paid for by the grid owner. If the upgrades are considered to benefit just one producer, then this producer has to pay the whole cost associated to the upgrade. If they are considered to benefit more than one producer costs are shared between the producer and the grid owner or between the different producers. Spain, for example, follows the criterion that upgrades in the transmission grid benefit more than one producer and are therefore socialized, i.e., paid by all consumers, while, for example, Sweden considers that upgrades in radial power line parts of the transmission grid only benefit one producer and are therefore to be paid for by that producer.
In Germany, grid companies are required to pay all network upgrading costs while in principal renewable energy generators are required to pay the costs for the grid connection, i.e. all costs from the wind farm to the connection point. The main issue is typically to define the best grid connection point. The general rule for defining the grid connection point is based on the understanding that total network connection costs, i.e. connection plus upgrade costs,
201
Summary of Findings SOU 2008:13
should be minimized independent of who covers which part of the costs. This could mean that a low-voltage network has to be upgraded to a high-voltage network if this is the most economic solution. But it is also possible that the wind farm operator itself has to build a long line to a suitable connection point if this is more economic than upgrading the existing network.
In the UK, costs for transmission upgrades are typically socialized. In principle, transmission reinforcements are only performed if sufficient requests for network connections are submitted. However, this approach leads to long delays in cases where ‘strategic works’ are needed. Recognizing this, the regulator Ofgem approved £560 millions for ‘Transmission Investment for Renewable Generation’ in 2007. When it comes to upgrades in the distribution grid, producers in the UK connected to the distribution network after 1 April 2005, have to pay a Distribution Network Use of System charge (DUoS) which generally reflects the upgrading costs for the exclusive use of the generator. For connections to the distribution grid prior to 1 April 2005, costs for distribution network reinforcement were charged upfront.
Table 5-3 shows that Sweden is the country where project developers have to pay most network investment costs since they have to pay for connections, upgrades in the distribution/regional grid as well as upgrades in the transmission grid in case they are caused exclusively by them. On the other hand, Germany is the country where project developers pay less network investment costs since they only pay for the connection, but not for any network upgrades, neither in the distribution grid nor in the transmission grid.
TPF
154
FPT
It is
interesting to relate this observation to the fact that Sweden is the country where wind power producers receive the lowest payment compared to the four studied countries.
Both in Spain and Portugal, project developers have to pay deposits to transmission companies if upgrade works are necessary to connect them. The reason is to avoid that projects are not realized and the upgrade works are carried out. In Sweden, no such deposits are paid to the transmission company since project developers have to pay network tariffs and upgrade costs (in case the upgrades exclusively benefit the project developer) to the transmission company.
TP
154
PT
Network upgrade costs in Germany are paid by network companies, which partly causes higher network tariffs for network users, however, these higher network tariffs are currently not considered a major issue by the different stakeholders.
202
SOU 2008:13 Summary of Findings
In summary, upgrades in the transmission grid and in the distribution/regional grid are treated differently in the studies countries. Costs related to the upgrade of the transmission grid are generally socialized, i.e. network companies pay for it and can recover the costs via network tariffs. However in Sweden, project developers pay the costs if the upgrade refers to a radial line; while costs are shared between the owner of the production plant and Svenska Kraftnät when the upgrade is done in the meshed grid. Distribution network upgrades have to be paid in most of the studied countries by the company which causes the upgrade, except in Germany where they are socialized as well. In comparison with the studied countries, project developers in Sweden have to pay most network investment costs.
5.4 Capacity Limits in the Regulations for Renewable Energy
Table 5-4: Comparison of capacity limits for producers using renewable energies
Sweden Spain Portugal Germany UK Capacity limits for payment of network tariffs
Yes, 1.5 MW
TPF
155
FPT
No
No
No Not for transmission grid, but for distribution grids ~10-50 MW
Capacity limits for support scheme
No Feed-in tariff can vary depending on project capacity, projects with capacity >50MW get much lower payment
Feed-in tariff can vary depending on project capacity
Feed-in tariff can vary depending on project capacity
No
Capacity limits for connection to the grid
No At least 100 MW to connect to 220 kV and 250 MW to connect to 400 kV.
Installations with installed capacity >50 MW connect to the transmission grid, others to the distribution grid
No Might come for offshore wind farms (new rules regarding the grid connection of offshore wind farms under discussion)
TP
155
PT
The capacity limit of 1.5 MW in Sweden applies to individual units of an installation. This means that a wind farm with 50 wind turbines of 1 MW each is exempted from paying network tariffs, while a wind farm with 10 wind turbines of 2 MW each has to pay network tariffs.
203
Summary of Findings SOU 2008:13
Only the UK and Sweden have networks tariffs for producers. In all other countries, producers do not pay such network tariffs, see also Section 5.7. Sweden and UK are the only countries of the five included in this report which have limits related to the installed capacity for the payment of network tariffs, see also Table 5-4. In Sweden producers with a capacity below 1.5 MW do not pay any network tariffs, except the fixed metering cost. In the UK there are capacity limits for generators connected to the distribution grid regarding the payment of Transmission Network Use of System charges (TNUoS). These limits vary between different areas in the UK, but in most cases the limit is 50 MW in England and Wales and 30 MW in the Scottish Power transmission area and 10 MW in the Scottish Hydro transmission area. Most generators connected to the distribution network with a capacity below these limits are exempted from TNUoS in recognition of the reduced demand in a zone served by the transmission system. However, generators that have been connected to the distribution network after 1 April 2005 have to pay Distribution Network Use of System charges if their connection required a distribution network upgrade. The Distribution Network Use of System charge should then recover some of the network upgrade costs.
In the countries using promotion schemes based on feed-in tariffs, different limits of installed capacity are defined in order to differentiate the payment within one and the same technology. A clear example is the different payment that solar photovoltaic installations receive depending on the installed capacity; the difference can be about 40%. For wind power, there are certain differences depending on the installed capacity, but they are in the order of 3–5%. The countries using certificate systems do not have any capacity limit since there is only one payment for all kinds of renewable energies.
Regarding the connection to the grid, only Spain and Portugal have defined limits for the connection to the different voltage levels. The reason for setting up such limits has been to simplify the processing of connection applications and to clarify the different responsibilities of the grid owners. The definition of such limits has nothing to do with the promotion scheme chosen. In Spain, for instance, several project developers submit a joint application to the TSO in order to fulfil the minimum capacity requirement for a connection to the transmission grid. Additional size definitions are used in the definitions for metering requirements, see Section 4.
204
SOU 2008:13 Summary of Findings
In summary, in most countries, i.e. Germany, Spain and Portugal, there are no capacity limits for the payment of network tariffs similar to those used in Sweden. Capacity limits are either used to define connection voltage levels (Spain and Portugal) or to differentiate the feed-in tariff.
5.5 Network Concessions
Table 5-5: Overview of policy issues related to the construction/ownership of new power lines.
Sweden Spain Portugal Germany UK Can wind power producers build/own the power cables connecting the turbines within a wind farm?
No Yes Yes Yes Yes
Can wind power producers build the power lines connecting a wind farm to the distribution/ transmission grid?
No Yes Yes Yes Yes
Network concessions are legal authorizations that are required in some countries in order to build power lines. The origin of these network concessions is the centrally planned electricity system that – with the deregulation – has developed into the current system with several network companies. In Sweden, for instance, there are concessions for an area which allow those that have the concession to build power lines in that area (typically for voltage levels up to 20 kV
TPF
156
FPT
). In principle no one else can build power lines with a lower
or equal voltage level than 20 kV in that area except power lines that are exempted from concessions as, for example, the power lines of industrial networks. To build power lines with a higher voltage level than typically 20 kV, another type of concession called line concession is needed in Sweden. As mentioned before, network concessions give the right to build power lines, but together with the obligation to give access to everyone who wants to connect an installation there. In Sweden, in order to get a network concession the applicant must not work with electricity production or retail of electricity.
TP
156
PT
There are approximately 330 area concessions in Sweden of which only 10 have a voltage level over 20 kV, all others have a voltage limit of 20 kV.
205
Summary of Findings SOU 2008:13
Producers in Sweden have two possibilities regarding the building of the connecting lines within the wind farm and from the wind farm to the connection point. One, to pay the network company in the area for building those lines and two, to form a network company in order to get line concessions and be able to build the lines themselves. In both cases it is the project developer that pays for the power line but the ownership of the line and the responsibilities associated to it depend on which option is chosen.
A drawback with network concessions is that they increase bureaucracy and makes it more difficult for small project developers to find more economical solutions to build these power lines. This is due to the fact that only in the case of creating a network company the owner of the wind farm can build the lines, otherwise it is only the grid company with the concession for that area that can build power lines. To form a network company has, under current legislation, a lot of consequences for example regarding reporting obligations, which are difficult to meet for small investors.
In all studied four countries, wind power producers can build the lines between the individual wind turbines in the wind farm without needing concession. The main consequence of this is that in these countries grid companies do not have a monopoly over such lines. As opposed to this, it is necessary in Sweden to have a network concession in order to build the lines between the wind turbines of a wind farm.
Regarding the power lines from the wind farm to the connection points in the transmission grid or in the distribution/regional grid, in all the four studied countries wind farm owners do not need any concession for building them. In Spain, wind project developers can build such lines once they are granted the necessary building permits that are the same as the permits required for distribution companies or transmission companies including studies on environmental impact and public consultation. It is common practice that – regarding voltage ranges of between 45 and 132 kV – producers transfer the connecting line and even the position at the substation to the distribution company in order to avoid their operation and maintenance and the associated costs. In Portugal, it is also quite common on the distribution level that project developers transfer the line to the distribution company in order to avoid maintenance and operation of the line. The distribution company has in that case the obligation to give access to consumers and other producers if there is available capacity. By transfering the connecting line to the grid company in
206
SOU 2008:13 Summary of Findings
Spain and Portugal, producers avoid operation and maintenance costs for that line since they do not pay any network tariffs (see Section 5.7). However, in Sweden even if the producer transfers the line to the distribution company he will still pay for its operation and maintenance since these costs are included in the network tariffs that producers pay in Sweden.
In summary, in all four studied countries wind farm owners can build the power lines within the wind farm and between the wind farm and the transmission/ distribution grid without needing a concession. Sweden is different since it requires concessions in order to build such lines. The requirement of network concessions increases bureaucracy and makes it more difficult to find more economical solutions to build the power lines since only by creating a network company the owner of the wind farm can build the lines, otherwise it is only the grid company with the concession for that area can build power lines. In the studied countries, lines within a power production installation and from the installation to the distribution/transmission grid are treated differently to lines that are part of the distribution/transmission grid. This applies to all kinds of power producing installations and is not specific for those using renewable energy sources. In the studied countries, sometimes the wind power producer and the grid company of the area enter into special agreements in order to transfer the ownership of the line up to the connection point to the grid company. This way, the producer can avoid operation and maintenance of the lines and the grid company can connect other customers/producers.
207
Summary of Findings SOU 2008:13
5.6 Metering
Table 5-6: Comparison of metering requirements.
Sweden Spain Portugal Germany UK
Metering Requirement of hourly measurement for all production.
No requirement of hourly measurement and possibility to choose between netmetering and im/export metering for small projects
TPF
157
FPT
.
No requirement of hourly measurement for small projects connected to the low voltage grid (<1 kV).
15 min im/export, active/reactive metering for units larger 500 kW; for units smaller 500 kW only yearly energy metering required; netmetering for smaller units possible with agreement.
30 min im/export active/reactive metering; if export less than 16 amps/phase im/export metering required. Net-metering currently not possible, but discussed.
Metering costs can be neglected for large generation plants in the megawatt range; all countries typically have identical metering requirements for conventional power plants and renewable energy plants in the megawatt range. Metering costs, however, become a very important issue for small installations in the kW range, e.g. PV, as the metering costs can have a significant impact on the overall project economics.
For small projects, Germany, Portugal and the UK distinguish between on-site generation, e.g. a PV panel on the roof of a house, and grid-connected generation plant. In case of on-site generation generally no metering is required if the local generation always exceeds local consumption. However, in this case no special payment (feed-in tariff or renewable energy certificates) can be received. In case the local production sometimes exceeds local consumption, customers in Germany and Spain can opt for net-metering. Net-metering means that the power company only bills the net consumption (consumption minus local production). Typically such net-metering is only possible for small installations, e.g. up to 500 kW in Germany.
In addition, power producers in Germany as well as in Spain that are connected to the low-voltage grid – mainly solar photovoltaics – can also choose to have two different measurement equipments, one for the produced power and one for the consumed power since the payment for the produced power is almost three times larger than the cost for the consumed power.
TP
157
PT
Here, small project means projects that are connected to the low-voltage grid (<1 kV) and with a capacity lower than 100 kW.
208
SOU 2008:13 Summary of Findings
Small grid-connected installations, i.e. no on-site installations, often have special rules for metering. For instance, small grid-connected applications up to a certain size (Germany 500 kW, UK 16amps/phase) only have to install simple – cheaper – metering equipment, without 15 or 30 minute metering capabilities.
5.7 Network Tariff Structure
Table 5-7: Comparison of network fees.
Sweden Spain Portugal Germany UK
Network Tariff for Power Producer
Yes, but also remuneration from grid owner*
No No No
Yes (Use of System charges) if connected to transmission system, but also remuneration from grid owner*
* Network tariffs in Sweden are defined in order to give locational signals which means that producers which reduce network losses receive economic compensation. This can result in negative network tariffs. This system is also used in the UK.
Network fees can be used to allocate certain costs, e.g. network upgrade costs, power system losses, operation and maintenance of power lines, to the power system participants that mainly have caused these costs. In practice, a clear allocation is difficult due to the complexity of clearly identifying who caused what costs in the power system. Hence, some countries such as Spain, Portugal and Germany decided a long time ago that power producers do not need to pay any tariffs for using the power grid. This has always been the case for both conventional power generators and renewable power generators. That means that historically grid tariffs did not play any role in energy policy in order to promote renewable energy technologies.
It is, however, important to emphasize that the network ownership situation in Spain and Portugal differs from that in Sweden. The whole distribution system in Portugal is owned by a single company, and in Spain by five companies
TPF
158
FPT
. In Spain, distribution companies are regulated ex-ante which means that the Government decides every year on the income for each distribution company and the tariffs they can charge consumers. In both countries the transmission system is almost completely owned by one transmission company. Therefore, it is easier to socialize any costs caused by one generator
TP
158
PT
There are around 300 small distribution companies in Spain, but their share in the distribution activity is lower than 1%.
209
Summary of Findings SOU 2008:13
in the transmission grid, for instance due to required network upgrades, since these cost will be shared equally by all customers within Spain or Portugal, respectively.
Similar to Sweden, Germany has a large number of distribution and regional network companies (around 900) plus four transmission companies. That means that any costs caused by power generators are not distributed equally among all customers. However, interviews with network companies, customer organisations and the regulator in Germany revealed that this is generally not considered an important issue. Only for the connection of offshore wind farms in Germany, which is the responsibility of the transmission system operators, a special mechanism was developed to equally distribute the costs among all network customers in Germany.
In the UK, generators pay network tariffs (known as Use of System charges) if they are connected to the transmission system. The charges do not distinguish between renewable energy and conventional energy, but they vary based on the location of the connection point. Hence, the connection charges to the transmission grid are high in Scotland, which has low load but many generation sources, and low (in some cases even negative) in South England which has high load and limited local generation sources. In addition, small power stations connected to the distribution network, independent of their technology, do not have to pay Transmission Use of System charges (see also Section 5.4). In principle, power stations are defined as small if they have a total capacity of up to 50 MW in England and Wales, up to 30 MW in the Scottish Power transmission area and up to 5 MW in the Scottish Hydro transmission area. However, generators that have been connected to the distribution network after 1 April 2005 and which have caused reinforcement of the distribution grid have to pay Distribution Network Use of System charges.
In summary, network tariffs for generators are not used in Germany, Spain and Portugal. In the UK, all power plants connected to the transmission system pay a network fee. However, most plants connected to the distribution system pay no Transmission Use of System charge and no Distribution Use of System charge. Hence, many power plants connected to the distribution network can avoid paying any network fee, while in Sweden particularly power plants connected to the distribution network pay rather high fees for using the distribution system. It is important to note that in Sweden network tariffs are defined in order to give locational signals which
210
SOU 2008:13 Summary of Findings
means that producers which reduce network losses (mainly in the South of Sweden) receive economic compensation. This can result in negative network tariffs. This system is also used in the UK. As opposed to this, in the studied countries where producers do not pay any network tariffs, the producers do not receive any compensation from the grid owner for reduced system losses.
Nevertheless it should be mentioned that network tariffs can provide significant locational signals where to build new generation capacity and therefore could be useful in countries with significant locational mismatch between load and generation.
5.8 Priority Production and Curtailment Policy
Table 5-8: Comparison of curtailment policy.
Sweden Spain Portugal Germany UK When is curtailment possible?
Only via counter buying by SvK when wind farm owner has agreed to principal curtailment in advance
When there are nodes with capacity restrictions and security of the system.
When there are nodes with capacity or security restrictions
Only possible if wind farm owner has agreed to principal curtailment in advance
Only if wind farm has submitted a bid for the regulating market for down regulation
Payment for curtailed energy
Based on market price
For curtailment on real time operation: 15% of the electricity market price. For planned curtailment: no payment.
No payment No payment Based on the bid price for down-regulation submitted by the wind farm
Normally any power generation connected to a power system can be curtailed by the system operator during power system emergency situations. This normally also applies to power generation from renewable energy sources. However, the scheduling and curtailment procedure during normal operation is more important. Conventional power generation is typically scheduled based on prices (based on bidding prices in the wholesale market) and bilateral contracts, taking into account local transmission capacity.
In Spain, Portugal and Germany renewable energy is treated differently, i.e. it is defined as priority production. This means conventional power generation must always reduce generation in case
211
Summary of Findings SOU 2008:13
of transmission congestions in order for renewable energy generation sources to be able to generate power as long as they do not exceed the existing transmission capacity.
In Germany, network operators are required to upgrade the distribution, regional and transmission network in order to make sure that renewable energy generation is not affected by any network congestions, independent of the actual location of the renewable energy sources. As network upgrades can take years, the additional connection of new renewable energy sources has been put on hold in some areas, because the existing network capacity is not large enough to guarantee priority production of new renewable energy resources. However, renewable energy generators can enter into an agreement with the network operator that they can be curtailed in situations where all transmission capacity is already used up by other renewable energy sources. That means that such an agreement makes it possible to connect new renewable generation systems earlier, however, such new units can be curtailed without any payment.
In Spain such a separate agreement for curtailment is not needed; renewable generation can be curtailed as a last option, i.e. after conventional power plants have been regulated down. In Spain renewable energies without storage capabilities such as wind power, solar energy and hydropower stations without dam, have the highest priority.
In the UK, renewable energy power sources are not treated as priority production. Curtailment is based on bidding prices in a special regulating market which the transmission system operator has set up to determine the generation source that has the lowest curtailment costs. Renewable energy sources can participate in this market, i.e. they will be curtailed in case of transmission congestions if no other cheaper generation technology is willing to be curtailed. However, as renewable energy sources need to generate power to receive the renewable energy certificates (ROCs), they typically require much higher payment for curtailment than conventional generation resources.
In summary, even though the different countries in Europe have different methods to determine which generation source will be curtailed, the outcome is the same, i.e. renewable energy sources are typically the last generation source to be curtailed. As the current Swedish approach for curtailment is similar to the approach in the UK, also in Sweden new renewable energy sources would typically be the last generation source to be curtailed as renewable energy
212
SOU 2008:13 Summary of Findings
generation would ask for high payments in case of curtailment to offset certificate and energy payments.
5.9 Current Policy Challenges Related to Network Issues
Table 5-9: Comparison of current policy challenges related to network issues.
Sweden Spain Portugal Germany UK Distribution/ Regional Network Upgrades
Related policy under discussion
Policy in place but a better definition of cost-sharing is under discussion
Not an issue Policy in place for a long time now, but legal details for certain cases still under discussion
Policy was recently adjusted, start to gain experience with new approach
Transmission Network Upgrades
Related policy under discussion
Policy in place but update of policy discussed to better coordinate transmission and distribution network upgrades
Not an issue Policy in place for a long time, but recently adjusted to speed up the construction of new lines
Policy was recently adjusted; further discussion regarding cheapest network upgrade (independently owned)
Offshore Connection
Related policy under discussion
Related policy under discussion
Not an issue yet
Recent policy change-> Now responsibility of transmission companies
Policy change proposed-> Tender for independent transmission companies proposed
Best Connection Point
Related policy under discussion
Not an issue Not an issue Policy in place for a long time now, but legal details for certain cases still under discussion
Policy was recently adjusted, start to gain experience with new approach
Technical Performance/ Grid Code
Grid code implemented
Grid code implemented
Grid code implemented but further needs discussed
Grid code implemented, but updated every 2–3 years
Grid code implemented
The network-related issues emerging with increasing renewable energy penetration are not unique to Sweden, all countries face similar challenges, but have already longer experience with developing the related energy policy, see also Table 5-9 for a brief summary as well as the detailed country chapters for a detailed discussion.
213
Summary of Findings SOU 2008:13
Interestingly enough, all countries continuously adapt and improve their relevant regulations. The changes mainly aim at developing a regulatory environment that allows a development of renewable energy in order to achieve the national targets, and therefore mainly aim at reducing barriers, i.e. connection barriers, and thereby providing an acceptable investment environment. At the same time, however, policy development typically tries to adjust the regulations in a way that additional costs are equally shared by all customers and that renewable energy development does not lead to windfall profits for its developers.
Currently the connection costs related to off-shore wind farms are one of the biggest challenges when it comes to policy-making in the studied countries. However, Germany and the UK have come quite far in this matter and have recently published new laws and regulations.
5.10 Summary and Conclusion
Germany and Spain are the countries that have experienced the largest development in the wind power sector. Both Germany and Spain have used fixed feed-in tariff promotion schemes. However Spain uses also a market-based payment option with a price floor to provide a minimum secure payment level and a price cap to avoid windfall profits. Even Portugal has experienced a remarkable development during the last years also by means of a feed-in tariff system. Feedin tariffs provide a stable investment environment as it sets clear power purchase prices for a defined time horizon (15-20 years). The UK is the country with most similarities to Sweden when it comes to promotion scheme for renewable based electricity production since they have chosen a certificate system. However, a big difference is that the certificate system in the UK provides a rather high buy-out price. In comparison to the four studied countries, wind power producers in Sweden receive the lowest payment, which means that in Sweden all other costs such as connection cost, network upgrades and network tariffs become even more important than in the other studied countries. It must be noted though that in Sweden the electricity certificate system has lead to a significant increase of biomass-based electricity production, but biomass has not been included in this international comparison.
214
SOU 2008:13 Summary of Findings
The four studied countries have well defined application procedures to ensure that the application procedure is conducted in a clear, unbiased and consistent manner, irrespective of the network company, the renewable energy technology or the applicant. In Germany, however, the application procedure is not as clearly defined in a law as in other countries, but the German law gives renewable energy generation the legal right to be connected, which forced the German network association to outline a recommendation for the application procedure for all German network companies.
A well defined procedure is characterized by giving clear requirements of what data is needed for the application, a clear timeframe regarding the reply of the network company, and defined basic principals for the interconnection analysis, costs associated to the processing of the application, and even a clear description of how to deal with potential conflicts. Sweden has, at the moment, no well described application procedure for the connection to the local and regional grid which in some cases lead to longer administrative times.
The four studied countries except Germany apply fees for processing connection applications. In Spain, Portugal and the UK these fees are well defined and do not depend on the grid company. This is very important in order to improve transparency and to not discriminate against certain producers. In Sweden, fees depend on the grid companies and are only paid when connecting to the distribution grid, even though the amount of the fees paid is typically discounted from the total connection cost to be paid by the producer. A reason for using such fees is to avoid unserious applications and the work related to them. However, these fees might be a barrier for very small projects such as solar photovoltaics on residential buildings. An option is to exclude such small projects from paying these fees, as it is done in Spain.
Upgrades in the transmission grid and in the distribution/regional grid are treated differently in the studied countries. Costs related to the upgrade of the transmission grid are generally socialized, i.e. network companies pay for it and can recover the costs via network tariffs. However in Sweden, owners of the installation pay the costs if the upgrade refers to a radial line; while costs are shared between the owner of the production plant and Svenska Kraftnät when the upgrade is done in the meshed grid. Distribution network upgrades have to be paid in most of the studied countries by the company which causes the upgrade, except in Germany where they are sociali-
215
Summary of Findings SOU 2008:13
zed as well. In comparison with the studied countries, project developers in Sweden have to pay most network investment costs.
In all studied countries except the UK producers neither pay any network tariffs for using the grid nor get any compensation for reducing network system losses. In the UK, all power plants connected to the transmission system pay a network fee, however, most plants – depending on their capacity – connected to the distribution system pay no Transmission Use of System charge and no Distribution Use of System charge. Hence, many power plants connected to the distribution network can avoid paying any network fee, while in Sweden particularly power plants connected to the distribution network pay rather high fees for using the distribution system. In addition it should be mentioned that renewable based producers in the UK receive currently a comparatively higher payment compared to Sweden.
Network tariffs for generators in general are not very common in the four studied countries. However, network tariffs can provide significant locational signals where to built new generation capacity and therefore could be useful in countries with significant locational mismatch between load and generation.
In Germany, Spain and Portugal there are no capacity limits for the payment of network tariffs similar to those used in Sweden (installation with an installed capacity below 1500 kW do not pay any network tariffs). Capacity limits are either used to define connection voltage levels (Spain and Portugal) or to differentiate the feedin tariff.
In all four studied countries, wind power producers can build the power lines within the wind farm and between the wind farm and the transmission/ distribution grid. Sweden is different since it requires concessions in order to build such lines and producers cannot get concession. A drawback with the requirement of network concessions is that they increase bureaucracy and make it more difficult for small project developers to find more economical solutions to build these power lines. This is due to the fact that only in the case of creating a network company the owner of the wind farm can build the lines, otherwise only the grid company with the concession for that area can build the power lines. To form a network company has, under current legislation, a lot of consequences for example regarding reporting obligations, which are difficult to meet for small investors. In Spain and Portugal, sometimes the wind power producer and the grid company of the area enter into special agree-
216
SOU 2008:13 Summary of Findings
ments in order to transfer the ownership of the line up to the connection point to the grid company. This way, the producer can avoid operation and maintenance costs of the lines, since producers do not pay any tariffs for using the grid to the grid companies, and the grid company can connect other customers/producers.
In all four countries there are no requirements of hourly measurements for small installations. Yearly measurements appear to be perfectly suitable for such installations (up to 500 kW) as they have a very small impact on the actual power flow in the power system. As opposed to this Sweden has the requirement of hourly measurements in order to be able to get payment from the certificate system. In addition, in Germany, Spain and Portugal it is not necessary to measure production independently; i.e. net-metering can be used by small scale installations. However, in practise most producers choose to measure production independently since the payment for the production is much higher than the cost for the consumption.
The four studied countries have different methods to determine which generation source will be curtailed when there are physical restrictions in the grid. However, the outcome is the same, i.e. renewable energy sources are typically the last generation source to be curtailed. As the current Swedish approach for curtailment is similar to the approach in the UK, also in Sweden new renewable energy sources would typically be the last generation source to be curtailed as renewable energy generation would ask for high payments in case of curtailment to offset certificate and energy payments.
Currently the connection costs related to off-shore wind farms are one of the biggest challenges when it comes to policy-making in the studied countries. However, Germany and the UK have come quite far in this matter and have recently published new laws and regulations.
It should be mentioned that some of the studied countries initially had a rather generous payment scheme which made some investments very profitable, but these frameworks were step-by-step adjusted within the different national schemes. Within these adjustments, the different countries made sure that existing power plants were not affected by the changes, which helped to increase the confidence in the national renewable energy policy (stable investment environment), even though the reimbursement was lowered for new installations. Furthermore, it should be mentioned that the national policy makers partly created the initial generous payment schemes on purpose to kick-start the development of renewable energy and
217
Summary of Findings SOU 2008:13
to create a new industrial sector. The approach applied to network tariffs, network upgrade costs and curtailment of renewable energy should take into account the overall economic situation for renewable energy.
Finally, it should be mentioned that all four studied countries have shown a flexibility to adjust their energy policy, rules and regulations depending on the technical and economical development in order to create a low-risk environment for renewable energy projects, without allowing windfall profits as it is very difficult to get all relevant regulatory details right at the first attempt. This flexibility and openness to change has been based on a continuous dialogue between policy makers, regulator, network companies and the renewable energy lobby.
Policies that help to reduce the risk for project developers regarding connection procedures, connection costs and upgrade costs will facilitate the development of more renewable energy projects as long as the general payment scheme for renewable generation provides a profitable and low-risk framework.
218