Debattartiklar

Precision avgörande för rätt effekt av sänkt elskatt

Den senaste tiden har flera röster höjts för sänkt skatt på elenergi (di.se). Den svenska elskatten är en av de högsta i EU med 54,875 öre per kWh (inklusive moms) från och med 1 januari 2025. Det innebär att den under de flesta av årets timmar vida överstiger elpriset per kWh. Elskatten inklusive moms ger staten årligen en intäkt på närmare 40 miljarder kronor. Sedan länge har den elintensiva industrin en särskild skattesats motsvarande 0,6 öre/kWh vilket innebär att hushåll, fastighetsbranschen, mindre företag och offentlig verksamhet står för huvuddelen av dessa skatteintäkter.     

Rekordlåga elpriser

Över tiden har vi det senaste året haft rekordlåga elpriser i Sverige (ravarumarknaden.se). Och det mesta tyder på att den trenden kommer fortsätta de närmaste åren i ljuset av den kraftiga utbyggnaden av vind-och solkraften samt att den förväntade konsumtionsökningen från fossilfritt stål, datacenter och allmän tillväxt verkar skjutas något på framtiden. Elöverskottet gör att antalet timmar med negativa elpriser ökar kraftigt (energi.se). Under 2024 var elpriset negativt mellan 626 och 722 timmar, beroende på elprisområde. Detta borde vara en tydlig signal för att utnyttja el under dessa timmar, tex för att lagra den, styra om industriproduktion eller låta värmepumpar värma upp fastigheter. Här har emellertid elskatten en kraftigt bromsande effekt. Samma sak gäller för när el kan ersätta andra dyrare bränslen i olika slags produktion. Gratis el är en resurs som borde tillvaratas bättre. På sikt skulle detta också leda till mer stabila elpriser vilket gynnar nyinvesteringar.  

Hur påverkar sänkt elskatt?

Nackdelarna med sänkt elskatt är att det främja teknikval som belastar elsystemet vid fel tidpunkt. Det tydligaste exemplet är elvärme i olika former. I Sverige har vi gott om el över tiden, men samtidigt stora utmaningar med att i delar av landet säkerställa tillgång på effekt under de mesta ansträngda timmarna (svk.se). Som brukar inträffa under kalla och mörka vinterdagar. Ökad användning av el för uppvärmning vissa tider vore en katastrof för många lokala elnätsområden i Sverige som snabbt skulle slå i kapacitetstaket (energiforetagen.se). Många timmar med lågt elpris i kombination med låg eller ingen elskatt skulle också kunna innebära att vissa aktörer, tex fastighetsägare, väljer att använda el även när elpriset tidvis under korta perioder är mycket högt och elsystemet kraftigt belastat. För att det på årsbasis är lönsamt. Det leder i sin tur till att elnätet behöver byggas ut med tillhörande kostnader.  

Precision för rätt effekt

En eventuell elskattesänkning måste därför ske med tillräcklig  precision för att de negativa konsekvenserna kan undvikas. Till exempel skulle en skattesänkning för fjärrvärmeföretag innebära att dyra biobränslen kan sparas för uppvärmning genom att fjärrvärmenäten kompletteras med elpannor som då främst skulle köras när elpriset är lågt. Något som idag inte är särskilt lönsamt på grund av elskatten och som skulle bidra till sänkta fjärrvärmepriser. Laddstationer för elfordon skulle kunna vara ett annat exempel som då skulle få en tydligare styrsignal mot laddning vissa tider och samtidigt främja fordonsflottans elektrifiering. Olika former av energilager skulle också kunna främjas genom sänkt elskatt med positiva effekter för elsystemet genom ökad flexförmåga & tillförsel av balanstjänster.

Med dagens moderna mätsystem och datahantering finns definitivt de tekniska förutsättningarna för en mer differentierad elskatt som främjar effektiv elanvändning. I motsats till en allmän sänkning som skulle riskera att öka belastningen på ett alltmer ansträngt svenskt elsystem.

• Dela:
• Facebook
• Twitter
• Tips

Skynda långsamt med ny statsstödd elproduktion

Regeringens förslag om en särskild finansieringsmodell för ny kärnkraft har föranlett en välbehövlig debatt. För den som följt elmarknadens utveckling de senaste åren är det uppenbart att det blir allt svårare att med lönsamhet bygga ny elproduktion enbart baserat på intäkter från sålda kilowattimmar. Även om elpriset enstaka timmar kan vara rekordhögt tyder det mest på att det under de kommande åren kommer vara mycket lågt över tiden på grund av kraftiga utbudsöverskott.

Dagens elmarknadsmodell främjar inte heller tillräckligt vissa egenskaper som elsystemet behöver, exempelvis väderoberoende planerbarhet eller produktionen förläggs på platser där den gynnar elsystemets funktion. Mot bakgrund av detta finns det all anledning för staten att engagera sig för att ny elproduktion byggs i Sverige.

Samtidigt får tillförseln av subventionerad kraftproduktion alltid konsekvenser på marknaden, inte minst för de aktörer som inte åtnjuter detta stöd. När det gäller den planerade satsningen på omkring 5000 MW ny kärnkraft så kommer den vara uppenbart prispåverkande. Allt annat lika kommer priskrysset att förskjutas nedåt vilket innebär lägre intäkter för övriga producenter. Vilket i sin tur kommer påverka möjligheterna att investera i annan kraftproduktion.

Avgörande för hur regeringens förslag kommer påverka marknaden är utvecklingen av efterfrågan. Under lång tid tävlade olika bedömare om att presentera den mest storslagna prognosen för framtida svensk elanvändning där regeringen slutligen fastställde ett planeringsmål på 300 TWh för år 2045. Vilket är mer än en fördubbling av dagens svenska elanvändning. Det senaste året har det emellertid kommit allt fler signaler om att denna siffra kan behöva justeras nedåt. Fler stora elkrävande norrländska industriprojekt har skjutits på framtiden eller reducerats i ambition. Idag har vi på årsbasis ett kraftigt överskott på elenergi nationellt där många av de senaste årens investeringar gjorts i ljuset av förväntade konsumtionsökningar. Det visar sig inte minst i dagens låga elpriser som försämrar lönsamheten för alla producenter. Att subventionera in mer ny elproduktion som inte matchas mot ökad efterfrågan skulle förvärra denna situation ytterligare.

Vidare måste en satsning av denna kaliber ta hänsyn till elmarknaden i stort, dvs även hur satsningen påverkar våra grannländer. Idag flödar el över nationsgränser beroende på hur tillgång och efterfrågan ser ut i närliggande elprisområden. Bland annat gränsar vårt södra elprisområde (SE4) till Tyskland som tidvis har mycket hög betalningsvilja för el. Vi exporterar även el till Polen som också står i startgroparna för att bygga ny kärnkraft. Om Sverige bygger 5000 MW subventionerad kärnkraft kommer det vara mycket attraktivt för våra grannländer att ta del av den kraften via elmarknaden. Det är dessutom mycket billigare att bygga transmissionskablar än egna kärnkraftverk. Det finns alltså en risk för att våra grannländer kommer kunna ”snylta” på tillkommande subventionerad kraftproduktion genom att importera för sina förhållanden billig el på bekostnad av svenska skattebetalare.

Ovanstående utmaningar kan hanteras på flera sätt:

• Statligt understödda investeringarna bör göras stegvis och utifrån uppdaterade marknadsprognoser för att bättre kunna takta med efterfrågeutvecklingen. Det måste finnas en “broms” vid risk för elöverskott. I vanliga fall hanteras detta av marknaden genom minskade investeringar. Nu behöver staten göra motsvarande bedömning utifrån goda prognosunderlag.
• Genomför tänkta satsningar i samverkan med våra grannländer. Om de får del av nyttan med ny elproduktion borde de också kunna stå för en del av kostnaden.
• I stället för att peka på enskilda kraftslag borde stöd till ny elproduktion utformas teknikneutralt utifrån de egenskaper som efterfrågas i elsystemet. Det skulle göra det möjligt för andra kraftslag att “tävla” om stöd samtidigt som det skulle främja teknikutveckling i en för elsystemet önskvärd inriktning. Det skulle också främja kreativa affärslösningar, exempelvis att fler producenter gick samman i flera projekt för att säkra önskad volym. För att ytterligare främja konkurrens kan systemet baseras på ett auktionsförfarande.
• Staten behöver inte subventionera hela den efterfrågade volymen. Fördelen med detta är att subventionerna kan fördelas ut på flera aktörer och justeras över tiden. Det ger också incitament för andra finansiärer att engagera sig i ny elproduktion, exempelvis industrin. Det minskar också statens risker.

Ovanstående kan sammanfattas med uttrycket “skynda långsamt”. Annars är risken stor för att vi får en elmarknad där all elproduktion efterhand kommer behöver subventioneras i någon form.

• Dela:
• Facebook
• Twitter
• Tips

Många branscher måste samverka för att öka återvinningen av plast!

I Almedalen 2024 medarrangerade Tekniska verken ett seminarium om återvinning av plast och Per Johannesson från Tekniska verken deltog i ett seminarium arrangerat av Svensk Plaståtervinning på ett liknande tema. Här bloggar Per om de utmaningar som vi har i samhället kring plastförpackningar.

Plasten ökar i samhället

Användningen av plast i samhället ökar. Varje år används 300 miljoner ton fossil plast globalt och prognosen är 600 miljoner ton år 2040 enligt WWF. Men endast en bråkdel av denna plast återvinns. Enligt Naturvårdsverket återvinns 10 % i Sverige. Mängden plast som hamnar i restavfallet och därmed går till förbränning ökar med ökande volymer av plast, trots väl utvecklade system för insamling och sortering. Varför är det så svårt att källsortera plastförpackningar? Är det i brist på information? Det står ju på varje förpackning hur den ska sorteras. Eller är sorteringskärlen svåra att identifiera trots tydliga symboler? Eller är vi konsumenter bara lata? Med fastighetsnära insamling tror vi att sorteringen ska öka från de 19% vi har i Linköping till 30%. Mer blir det inte enligt utfall i andra kommuner. Men vi vill nå längre på Tekniska verken!

Vi vill återvinna mer!

För att öka materialåtervinningen bygger Tekniska verken en stor sorteringsanläggning som ska gå i drift under 2025. I denna kommer vi att sortera ut det som är återvinningsbart ur hushållens restavfall. Våra plockanalyser pekar på att hela 70% av restavfallet går att återvinna. Vi anser att avfall är en resurs, och vill att dessa material ska återcirkuleras. Men här finns just nu en utmaning. En ur restavfallet maskinellt sorterad förpackning klassas som ett kommunalt avfall och inte som en förpackning. Då känner inte producentansvars­organisationerna ett ansvar för förpackningen och den har då förlorat det värde som förpackaren betalat för återvinningen av förpackningen. Sveriges myndigheter och regering behöver rätta till denna felaktighet när den nya förpackningsförordningen från EU ska sättas på plats, förhoppningsvis under hösten.

Hela värdekedjan för plastförpackningar måste ses över

För att öka materialåtervinningen av plastprodukter med fossilt ursprung behöver vi arbeta med hela värdekedjan från design, innehåll, produktion, insamling och sortering samt högkvalitativ återvinning. Helst ska vi även minska mängden plast som används. Målet är att öka materialåtervinningen samt att minska den mängd plast som går till förbränning. I dagens samhälle är det främst plasten som ger upphov till de återstående fossila utsläppen från avfallsförbränningen i uppvärmningssektorn. Vi vill bara energiåtervinna det som inte går att återvinna på annat sätt. De oundvikliga utsläppen kan i framtiden minskas med hjälp av koldioxidavskiljning. Något om Tekniska verken för nuvarande driver en pilotstudie kring.

Samma mål

Många branscher har samma mål som oss, dvs att öka återvinningen och få bort den fossila plasten i sin verksamhet! Hur kan vi tillsammans skapa viljan, incitamenten, tekniken, styrmedlen och en marknad som gör detta möjligt? Nu är det dags att samverka längs hela kedjan och inte suboptimera sin egen del. Vi på Tekniska verken tror att Energimyndighetens förslag till ett utökat producentansvar för plast och kvotplikt skulle ge bättre förutsättningar. Det skulle kunna finansiera insatser som är nödvändiga för att plast ska kunna återanvändas i större utsträckning. Dessvärre har inte alla branscher samma syn på vad som är en bra lösning. Antingen kan branscherna gå före och hitta lösningar tillsammans, eller så kommer styrmedlen att definiera villkoren. Det första vore ju bra, men det andra kanske blir nödvändigt. Låt oss lösa detta tillsammans!

• Dela:
• Facebook
• Twitter
• Tips

Vädersäkra nedregleringsmarknaden

Svenska Kraftnät har det senaste halvåret vid flera tillfällen uppmärksammat bristen på nedregleringsbud på balansmarknaden. Trots tidvis kraftigt elöverskott och mycket låga elpriser har många vind- och solkraftsaktörer valt att fortsätta producera el i stället för att erbjuda Svenska Kraftnät nedreglering mot ersättning. Detta har lett till ökade kostnader för att balansera elsystemet vilket betalas av svenska elkonsumenter. Svenska Kraftnät menar att en möjlig förklaring till avsaknaden av nedregleringsbud är att många vind-och solkraftsproducenter redan sålt sin produktion till fasta priser och därmed saknar incitament för att dra ner elproduktionen.

Vad är problemet?

Vi delar Svenska Kraftnäts bild av elsystemets utmaningar i stunder av mycket hög vind-och solelsproduktion. Orsaken till att vind-och solkraftsaktörer står också att finna i just dessa kraftslags väderberoende snarare än aktuell avtalsform för elförsäljningen.  

På marknaderna mFFR och FRC-D Ner där nedregleringstjänster idag handlas läggs buden ungefär ett dygn innan den aktuella driftstimman. För enskilda vind- och solkraftsparker kan emellertid produktionsförutsättningarna ändras snabbt under en dag. Ett moln kan lägga sig över solparken just den aktuella timmen nedreglering avtalats trots i övrigt blå himmel resten av dagen. Det kan bli tillfälligt vindstilla över en park trots att det blåst rejält bara några timmar tidigare. Små väderskiftningar kan alltså innebära att den enskilda parken inte kan leverera önskad nedreglering i exakt rätt tid varvid producenten i stället blir ersättningsskyldig för utebliven leverans. Denna risk hanteras idag genom att producenterna är mycket försiktiga med att lägga nedregleringsbud i förhållande till sin totala produktion. Producenter med flera parker på olika geografiska platser har något bättre förutsättningar att lägga säkrare samlade bud, men de behöver fortsatt beakta risken för plötsliga väderorsakade leveransbortfall. Marknadsutformningen med bud dagen före gynnar i stället aktörer med planerbara resurser, exempelvis batterier eller olika slags elförbrukande verksamhet. Dessa aktörer utgör storleksmässigt ännu en betydligt lägre volym än den svenska vind-och solkraften vilket är en förklaring till dagens låga budvolym.

Marknadslösning för mer väderberoende reglerkraft

Lösningen på problemet är emellertid enkel. I stället för budgivning dagen före leverans borde Svenska Kraftnät upphandla lämplig volym nedreglering till fast pris under en viss tidsrymd, exempelvis en månad. Och i en väl utspridd geografi som gynnar tillgänglighet över tiden. Sedan kan Svenska Kraftnät själva nedreglera anläggningarna efter behov och tillgång. Producenten behöver då inte ta risken för utebliven leverans i den enskilda timmen samtidigt som Svenska Kraftnät får tillgång till önskad nedregleringseffekt. Med en sådan lösning skulle betydligt fler vind-och solkraftsproducenter vilja engagera sig på nedregleringsmarknaden än idag vilket på sikt skulle sänka priset för dessa tjänster till nytta för elsystemet och svenska elkonsumenter.

• Dela:
• Facebook
• Twitter
• Tips

Ny svensk elproduktion behöver bättre lokaliseringsincitament

De senaste åren har de geografiska obalanserna i det svenska elsystemet blivit allt tydligare. De höga elpriserna i vårt sydligaste elprisområde visar på ett underskott av elproduktion i jämförelse med situationen längre norrut. På lokalnätsnivå har bristande tillgång till eleffekt i våra storstadsregioner orsakat debatt när den hindrat nyetablering eller utbyggnad av industrier. 

Det byggs visserligen ny elproduktion, men då främst i form av vindkraft i glesbygd. Där den inte stör så många närboende, men den lokala elkonsumtionen samtidigt är mycket liten. Sedan avregleringen av elmarknaden 1996 har de flesta statliga satsningar och styrmedel på energiområdet fokuserat på att få till en viss typ av elproduktion. Exempelvis genom elcertifikatsystemet som främjade förnybar elproduktion eller dagens skatteavdrag för solelsproduktion. Produktionen behöver visserligen ligga inom landets gränser, men det spelar ingen roll exakt var. 

Idag ger rätt plats inga fördelar

Kraftvärmen är den enda storskaliga planerbara elproduktion inne i våra städer där elanvändningen är som störst. Till skillnad från vindkraften behöver elen alltså inte transportera särskilt lång för att nå kunderna. Det finns emellertid inga särskilda geografiska incitament för att sätta en turbin på ett värmeverk framför att bygga motsvarande produktion i form av vindkraft någonstans i ödemarken. 

Visst, elprisområdena ger i sig högre incitament att bygga elproduktion i SE4 än i SE1 och den nätnyttoersättning som producenterna erhåller från de lokala elnätsföretagen speglar i viss mån nyttan av lokal elproduktion. Dessa instrument saknar tyvärr den precision och nivå som behövs för att hantera effektbristen i enskilda regioner eller kommuner. 

Mål för volym, men inte plats

I den nyligen presenterade energipolitiska inriktningspropositionen föreslås att Sverige bör planera för att kunna möta ett elbehov om minst 300 TWh år 2045. Det räcker emellertid inte bara med ett volymmål utan vi behöver se till att elproduktionen i möjligaste mån också byggs där den behövs bäst. Det måste finnas incitament som gör det lönsammare att bygga nära kund än långt borta. 

Det finns redan idag flera möjligheter för staten (ofta indirekt via stamnätsägaren Svenska Kraftnät) att främja geografisk lokalisering. Det kommande regelverket om efterfrågeflex gör det möjligt för elnätsföretag att under vissa förutsättningar upphandla produktionsresurser för den momentana driften. Redan idag har elnäten också möjlighet att upphandla en nätkapacitetsreserv för att hantera kapacitetsutmaningar. Och på EU-nivå är statliga prisskillnadskontrakt ett hett ämne för att få till önskad produktion där lokalisering kan vara ett villkor. Nackdelen med dessa verktyg är att det ofta syftar till att hantera en effektutmaning i stunden eller stora långsiktiga investeringar på nationell energisystemnivå. Inte ett ökat elbehov för helt vanligt tillväxt i en medelstor svensk kommun över en längre tid. 

Något för elmarknadsutredningen?

I januari tillsatte regeringen en elmarknadsutredning med uppdrag att föreslå hur den svenska elmarknaden  kan utvecklas och regleras.  Borde inte utredningen titta på utökade incitament för lokalisering av elproduktion där den behövs som bäst? För tänk om vi år 2045 faktiskt lyckas producera 300 TWh per år, men på helt fel plats.

• Dela:
• Facebook
• Twitter
• Tips