Tekniska verken tycker

I bloggen berättar vi vad vi tycker i olika samhällsfrågor som påverkar vår verksamhet

  • Riskdelning för nyinvesteringar i storskalig elproduktion – hur funkar det?

    Per Everhill 23 nov 2023

    Förra veckan presenterade regeringen en färdplan för ny kärnkraft i Sverige. Färdplanen ska möjliggöra att ny kärnkraft på en total effekt om minst 2500 MW ska kunna finnas på plats senast år 2035. Det motsvarar effektbehovet för ungefär 10 kommuner av Linköpings storlek den kallaste & mörkaste vinterdagen på året. Detta ska göras möjligt genom att paket av flera åtgärder, bland annat kreditgarantier. Den mest intressanta delen av förslaget är emellertid den modell för riskdelning som ska tas fram där staten ska ta ett finansiellt ansvar för utbyggnaden. Hur ska det fungera?

    Riskdelningsmodeller för stora investeringar i ny elproduktion är vanligt förekommande i många andra länder. Ofta är de utformade enligt en princip som kallas ”Contract for Difference”, det vill säga prisskillnadskontrakt. Dessa kan se ut på flera olika sätt, men bygger alla på att staten och investeraren kommer överens om en prisnivå som den kommande kraftproduktionsanläggningen ska erhålla per producerad energienhet. Sedan byggs anläggningen och börjar producera el. Elen säljs som vanligt på elmarknaden där elpriset varierar varje handelstimme. Vid ett så kallat dubbelsidigt prisskillnadskontrakt betalar producenten staten för mellanskillnaden mellan överenskommet elpris och eventuell överstigande prisnivå. Om elpriset understiger den överenskomna prisnivån så ersätter staten i stället producenten med mellanskillnaden. Detta skapar en säkerhet för investeraren i utbyte mot förlorad möjlighet att tjäna mycket pengar på riktigt höga elpriser. Det finns också andra varianter där överenskommelsen bara gäller i en riktning, till exempel bara om elpriset understiger en viss nivå eller tvärtom. 

    Detaljerna för riskdelningen blir oerhört viktiga för den kommande överenskommelsen om ny svensk kärnkraft. Hur länge ska avtalet gälla? Vad ska det överenskomna elpriset vara? Hur ofta ska det justeras? Vi kan sannolikt utgå ifrån att det kommer handla om lång tid vilket innebär att staten (antagligen via lämplig myndighet, till exempel Svenska Kraftnät) i perioder kan vara nettobetalare, samtidigt som kontraktet andra tider kan ge betydande extrainkomster. En fördel med denna typ av kontrakt är också att riskdelningen bidrar till lägre kostnader (exempelvis finansieringskostnader) över tiden samtidigt som ökad tillförsel av el till marknaden alltid bidrar till ett lägre elpris vilket gynnar elkundskollektivet (däremot behöver inte elpriset faktiskt bli lägre eftersom andra faktorer kan bidra till stigande priset, till exempel ökad efterfrågan). Det är också viktigt att komma ihåg att många risker fortfarande kvarstår för investeraren, exempelvis risken för produktionsbortfall av tekniska skäl och byggförseningar. 

    I EU-kommissionens förslag till ny elmarknadsreform föreslås ett brett införande av ”Contracts for Difference” i EU med möjlighet för medlemsstaterna att tillämpa kontrakten för flera kraftslag, exempelvis storskalig vindkraft. Förslaget ligger väldigt rätt i tiden kopplat till regeringens nu annonserade planer. Det ska bli mycket intressant att se vad regeringens utredare föreslår för detaljlösningar i just riskdelningsfrågan. För det är något som kommer påverka den svenska elmarknaden enormt under åtminstone det kommande halvseklet. 

  • Elskattens framtid

    Per Everhill 7 nov 2023

    Den senaste höjningen av elskatten har lett till en debatt om såväl dess storlek som existens. Energiskatten på el infördes i Sverige 1951 och kostade då 1 öre per kWh. Sedan dess har skatten succesivt höjts och inbringar idag hela 25 miljarder kronor per år till staten plus den mervärdesskatt som läggs ovanpå skatten. Från årsskiftet 2024 är skatten på hela 42,8 öre/kWh vilket under många av årets timmar är betydligt högre än värdet på den underliggande elenergi som utgör skattebasen. I Sverige är elskatten enbart en fråga för konsumenter och mindre företag. Den tunga elförbrukande industrin har sedan länge varit skattebefriad förutom en symbolisk skatt på 0,6 öre/kWh för att uppfylla krav från EU. 

    Energiskatten på el klassas formellt som en punktskatt, dvs en skatt som ska styra konsumtionen i en riktning som staten bedömer vara önskvärd. Skatten ger utan tvekan incitament för energieffektivisering, eller användning av andra energislag än just el, tex fjärrvärme som i sin tur minskar belastningen på det svenska elsystemet. Den svenska elskatten är också en viktig orsak till att Sverige kunnat välja bort ett antal annars tvingande EU-regelverk för energieffektivisering, exempelvis ”vita certifikat”. 

    Samtidigt står vi nu inför en omfattande elektrifiering av till exempel fordonsflottan där ökad elanvändning ger stor klimatnytta genom att ersätta fossila bränslen. Elskattens nuvarande utformning motverkar naturligtvis denna utveckling.  

    Samtidigt ser vi hur solelsproducenter som konsumerar sin egen el ”innanför elmätaren” kan göra stora delar av sin elanvändning skattefri. Det arbetas också hårt på olika nya regelverk inom EU för energidelning som kommer öppna ytterligare möjligheter för skattefri elkonsumtion framöver. 

    I ljuset av denna utveckling behövs en diskussion om elskattens framtida utformning. Min branschkollega Lars Holmquist från Göteborg Energi har presenterat intressanta tankar om att flytta skatten från elenergi till eleffekt. Det finns flera fördelar med detta. Det skulle styra mot ett effektivare utnyttjande av elsystemet i stunden snarare än elanvändningen över tiden. Maxbelastningen på elnäten på alla nivåer skulle kunna minska vilket i sin tur skulle frigöra kapacitet som kan användas för till exempel fler elfordon. Smartare elbilsladdning skulle främjas, exempelvis långsammare laddning eller spridning av effekt mellan fordon som laddas samtidigt i samma anslutningspunkt. Problemet med överbokning av elnätskapacitet skulle kunna minska om skatten baseras på anslutningseffekt. Samtidigt skulle snabbare elbilsladdning bli dyrare vilket i sig kan motverka fordonsflottans elektrifiering. I specialfall, exempelvis för elbilsladdare som samtligt har annan förbrukning skulle incitamenten att effektivisera den senare kunna minska på grund av att man redan maxat sitt effektuttag. Detaljutformningen på skatten har stor påverkan på styreffekten i samtliga ovanstående exempel. 

    Som synes är effekten av elskatten oavsett form svår att bedöma. Men det är utan tvekan dags för regeringen att ta tag i frågan om framtida utformning. Annars är risken stor att den nuvarande utformningen kommer få oönskade konsekvenser eller helt enkelt bara bli inaktuell genom en allt snabbare teknikutveckling. 

  • Nytt energidelningsförslag – en gamechanger för svensk elhandel?

    Per Everhill 30 okt 2023

    Sedan i början av året har EU:s olika institutioner förhandlat om en unionsomfattande elmarknadsreform. Initiativet har flera syften. De europeiska elkunderna ska skyddas från höga elpriser, investeringar i förnybar elproduktion ska öka samtidigt som industrins konkurrenskraft ska förstärkas. Bakgrunden är naturligtvis förra vinterns energikris med skenande elpriser som följd.  

    Nu har parlamentet, rådet och kommissionen presenterat sina förslag där särskilt ett sticker ut när det gäller dess konsekvenser för elmarknaden såsom vi känner den idag. Det handlar om så kallad energidelning, det vill säga rätten och möjligheten att dela energi mellan olika leveranspunkter. Exempel: Du bor i en lägenhet i stan, men har en sommarstuga på landet där du har solpaneler. Med förslagen om energidelning så kommer det bli möjligt att ”räkna av” elproduktion från din sommarstuga när du konsumerar el i din lägenhet i stan. Så länge de båda leveranspunkterna ligger i samma elprisområde och att produktion och konsumtion sker inom samma avräkningsperiod (än så länge timme i Sverige). Målsättningen är att detta ska ske utifrån samma regelmässiga förutsättningar som en villaägare som konsumerar sin egen solel innanför elmätaren. Det vill säga utan några tillkommande skatter eller elnätsavgifter som ”diskriminerar” förfarandet.

    Blir förslaget verklighet kommer det skaka om elmarknaden på flera sätt:

    • Eftersom skattefri el blir oerhört mycket billigare än el köpt från en elhandlare (För att vara exakt 49 öre/kWh billigare i skrivande stund) kommer elkonsumenter som har råd att investera i egen eller delägd elproduktion att göra det. Enligt vissa varianter av förslaget räcker det till och med att hyra en anläggning. Det kommer definitivt styra mer kapital till nya investeringar i förnybar elproduktion.
    • Nätavgiften blir sannolikt svårare att komma undan med tanke på den stundande övergången till mer effektbaserade tariffer. Men har du en rörlig energibaserad elnätavgift ska även den räknas av för de kilowattimmar som kommer från andra leveranspunkter. 
    • Detta kommer leda till mindre handelsvolymer på den resterande elmarknaden. Som efterhand främst kommer bli en marknad för den som inte har råd att äga sin egen elproduktion. Och för att komplettera energidelningskundernas elbehov, till exempel nattetid för de som äger solel.
    • Elhandlare som kan erbjuda energidelning, exempelvis genom att sälja eller hyra ut andelar i elproduktion kommer ha en enorm konkurrensfördel jämfört med elhandlare som enbart köper och handlar med el på elbörsen.
    • Innebär det här elskattens död? Delvis ja, för alla som har råd med egen elproduktion kommer kunna undvika elskatt för stora delar av sin elkonsumtion. Medan elkunder som redan idag lever på små marginaler kommer vara kvar i dyra elavtal och med en elskatt som ständigt indexuppräknas. Hur stor del av dagens 25 miljarder i elskatt kommer återstå om några år? För huvuddelen av skatten kommer redan idag från konsumenter då industrin sedan länge i princip är skattebefriad.
    • Förslagen föreslås gälla ” All households, small and medium sized enterprises and public bodies”. Småföretagarna står sannolikt först i kön för att kunna dra nytta av denna reform, men även kommuner kommer alltså kunna flytta kilowattimmar mellan leveranspunkter utan skatt och elnätsavgifter. 

    Just nu pågår en så kallad trialog i Bryssel i frågan, dvs. en förhandling mellan EU:s tre institutioner. Men då samtliga dessa föreslår detta, om än i lite olika varianter, blir det med stor sannolikhet verklighet. Vilket kommer få stora konsekvenser för den svenska elmarknaden och statens elskatteinkomster. 

  • Regulatorisk sandlåda i SE4?

    Per Everhill 12 sep 2023

    I veckan arrangerade Skånes Effektkommission ett intressant seminarium om effektsituationen i Skåne. Idag är Skånes självförsörjningsgrad på eleffekt ca 15 % i förhållande till maxbehovet den kallaste vinterdagen. Detta bidrar till att Sveriges sydligaste elprisområde (SE4) är EU:s mest obalanserade elområde. Utan elimport från angränsande elprisområden skulle lyset helt enkelt slockna i Skåne. Och det även under en dag när elbehovet är förhållandevis lågt. Förutom en uppenbar risk för effektbrist under ansträngda timmar bidrar underskottet till att skåningarna betalar bra mycket mer för sin el än på många andra håll i Sverige. Redan idag påverkar effektsituationen näringslivsutvecklingen i Skåne där osäkerheten kring framtida tillgång på el ligger som en våt filt över framtida industriell expansionsplaner.

    Skånes Effektkommission har gjort ett ambitiöst arbete med att kartlägga gapet mellan framtida behov och tillgång på eleffekt. Effektkommissionens målsättning är att öka Skånes självförsörjningsgrad på eleffekt till minst 50 % år 2030 under alla årets timmar. Tanken är att lösa detta genom en kombination av åtgärder i form av till exempel ökad efterfrågeflex, ny kraftvärme, havsbaserad vindkraft, gasturbiner och batterilager.

    Att kartlägga tillgång och behov är ett viktigt steg framåt, men det löser inte den övergripande utmaningen för elförsörjningen i SE4 vilket är att det byggs på tok för lite planerbar elproduktion i förhållande till behovet. Ny elproduktion byggs alltid utifrån bedömda framtida intäkter under anläggningens livslängd. Även om elpriset i SE4 överlag är högre än i övriga Sverige så är det samtidigt kraftigt volatilt. Ena timmen ligger elpriset på flera kronor per kilowattimme för att sedan snabbt sjunka till nära noll eller till och med negativt pris. Det råder också en stor osäkerhet kring det framtida elpriset på längre sikt. Kommer min investering löna sig på 30 års sikt? Till detta kommer osäkerheter kring tillståndsprocesser, elnätsutbyggnad, miljö-och klimatkrav och inte minst kundernas efterfrågan. Tyvärr tyder ingenting idag på att det på rent marknadsmässiga villkor kommer byggas några större mängder planerbar kraftproduktion i Skåne fram till år 2030.

    Insikten att dagens elmarknadsmodell inte riktigt kommer klara av att leverera ny elproduktion med för elsystemet efterfrågade egenskaper börjar emellertid bli tydlig för såväl regeringen som för Svenska Kraftnät. I våras presenterade Svenska Kraftnät ett förslag till kapacitetsmekanismer som skulle göra det möjligt att på ett marknadsbaserat sätt upphandla planerbar elproduktion i till exempel Skåne. Förslaget befinner sig emellertid bara på remisstadiet och det kommer ta många år innan det eventuellt blir verklighet. Även inom EU:s kommande elmarknadsreform pratas det om olika modeller för att främja ny elproduktion, exempelvis olika finansieringsmodeller där staten och investerarna delar risk genom så kallade ”Contracts for difference”.

    Lösningsförslag finns alltså på den politiska nivån, men det kommer ta lång tid innan de är på plats. Det är en utmaning för bland annat våra skånska vänner som behöver tillgänglig eleffekt nu och helst redan igår. Något måste göras. En möjlig lösning skulle vara att låta SE4 bli en så kallad ”regulatorisk sandlåda”, dvs ett försöksområde för nya regelverk som till exempel kapacitetsmekanismer. Det skulle också kunna handla om nya förslag för effektivare elnätsutbyggnad och då inte minst tillståndsprocesserna. Förebyggande elnätsinvesteringar på prognos - varför inte? Erfarenheterna från SE4 kan sedan ligga till grunden för nya styrmedel, regelverk och metoder för att hantera motsvarande situation i resten av Sverige. Vi vet inte när nästa 10-årsvinter kommer eller hur den europeiska gaskrisen kommer utveckla sig i vinter. Vi har inte råd att inte testa alla tillgängliga lösningar.

  • Kapacitetsmekanism rätt väg, men hur?

    Per Everhill 4 sep 2023

    De senaste åren har det blivit alltmer uppenbart att det svenska elsystemet inte mår riktigt bra i alla avseenden. Sedan 2017 har den svenska kraftbalansen stadigt försämrats och inget tyder på att utvecklingen skulle förbättras i närtid. 2022 beslutade regeringen om en tillförlitlighetsnorm för Sverige som uppgår till en (1) timme per år. Det innebär att produktion och import av el ska kunna täcka hela det förväntade förbrukningsbehovet av el 99,989 procent av tiden. Svenska Kraftnät bedömer emellertid att den beslutade tillförlitlighetsnormen inte kommer att nås efter 2025 i södra Sverige. Något måste göras. 

    Idag hanteras effektutmaningen de mest ansträngda timmarna genom en upphandlad effektreserv som bland annat består av det oljeeldade värmekraftverket i Karlshamn. 2025 går kontraktet ut och det är uppenbart att det måste ersättas med något annat. Idag byggs i princip ingen planerbar elproduktion i Sverige. Det har flera förklaringar, men en viktig sådan är att intäkterna på dagens elmarknad i huvudsak utgörs av försäljning av energi (kWh), medan förmågor som tillgänglighet vissa specifika timmar en kall vinterdag är något som producenterna bjuder på. Då är elpriset visserligen ofta högt, men på en alltmer volatil elmarknad räcker inte det för att fatta långsiktiga investeringsbeslut i nya planerbar elproduktion.

    För att hantera situationen gav regeringen i slutet av förra året Svenska Kraftnät i uppdrag att föreslå en utformning av så kallade kapacitetsmekanismer. Det innebär i korthet att aktörer som kan tillhandahålla garanterad kapacitet vid önskade tidpunkter får ersättning för just detta. Syftet är att ge extra incitament för att investera i elproduktion som kan erbjuda de förmågor som efterfrågas av elsystemet. I våras presenterade Svenska Kraftnät ett förslag och i veckan går remisstiden för detta ut.

    I den situation som vi befinner oss i är en kapacitetsmekanism helt rätt lösning. Svenska Kraftnät bedömer att redan 2027 kan det tillkommande kapacitetsbehovet för att klara effektbalansen att uppgå till mellan 2 500–3 000 MW i södra Sverige. År 2045 kan det tillkommande kapacitetsbehovet nationellt uppgå till mellan 13 700– 15 000 MW i det mest extrema scenariot. För att hantera situationen krävs en kombination av produktionskapacitet, förbrukningsflexibilitet och energilager. Det kommer inte att byggas tillräckligt med ny produktionskapacitet med dagens elmarknadsmodell. En kapacitetsersättning skulle främja investeringar i tex effekthöjning i vattenkraften, större elproduktionskapacitet i kraftvärmen eller bibehållande av äldre reservanläggningar. Ökad volatilitet och osäkerhet kring framtida elmarknadsutveckling är idag ett hinder för investeringar. En kapacitetsmekanism skulle kunna bidra till att minska dessa osäkerheter och styra mot en för elsystemet bättre balanserad svensk elproduktionsmix.  

    Däremot så är frågan om den exakta utformningen av en svenska kapacitetsmekanism betydligt mer komplicerad. Hur ska upphandling sker på marknadsmässiga villkor? Hur ska ersättningen utformas? Vem ska betala?

    Svenska Kraftnät förslag innehåller en rad kloka principer. Man föreslår en geografisk uppdelning av marknaden vilket är rimligt då behovet av kapacitet skiljer sig åt mellan till exempel Norra Norrland och södra Sverige. Vidare föreslås möjligheten att ställa hårdare krav på koldioxidutsläpp än EU:s minimikrav. Det känns också rimligt, även om det måste ske i avvägning mot att äldre fossil reservkapacitet då utesluts.  Man konstaterar också att upphandlingstider och kontraktstider måste vara långa (4 respektive 7-15 år) vilket också är logiskt om det handlar om ny tillkommande elproduktion. 

    När det gäller ersättning till producenter föreslår Svenska Kraftnät emellertid en mycket komplicerad modell baserad på så kallade tillförlitlighetsoptioner. Dessa bygger på en kombination av lösenpris, referenspris och en variabel straffavgift vid vissa prisnivåer. Tekniska verken bedömer att ett införande av tillförlitlighetsoptioner inte säkerställer att produktion faktiskt körs under ansträngda timmar. Optionerna kan bidra till att tillgängliggöra mer produktion över tiden men vår tolkning är att den föreslagna utformningen inte kommer ge någon påverkan på vår produktionsoptimering vid själva driftstillfället där elpris och aktuell produktionskostnad fortsatt kommer styra. Här krävs en fördjupad utredning kring detaljutformningen där målet måste vara en förenklad modell som ger förutsägbarhet för marknadens aktörer. Varför inte bara upphandla önskad kapacitet för viss tid och sedan ta ut en straffavgift vid otillgänglighet?

    Kanske kommer vi i en nära framtid ha en trebent elmarknad där producenterna kan få ersättning för levererad energi, tillgänglig kapacitet samt tjänster på balansmarknaden? Det skulle isåfall styra mot en elproduktionsmix som på ett betydligt bättre sätt än idag svarar mot elsystemets behov. Många turer återstår sannolikt (inte minst ett EU-godkännande) innan vi är där och det ska bli mycket spännande att se hur Svenska Kraftnäts förslag nu tas emot av politik och bransch. 

Tekniska verken tycker

Varför denna blogg?

Per Everhill, ansvarig för public affairs, berättar mer om syftet med bloggen.