Ny elmarknad delbetänkande

Ur KB:s samlingar

Digitaliserad år 2015

fa

.i " 1

w a ;I

a .

.,

, , . v x ,

- e p ., , .

W u v r

C c,

S04

l Statens offentliga utredningar WE 1995:14 w Näringsdepartementet

Elmarknad

Ny

Underbilagor

till delbetänkande Energikommissionen Bilagedel av Stockholm 1995

SOU och Ds kan köpas från Fritzes kundtjänst. För remissutsändningar av SOU och Ds svarar Fritzes, Offentliga Publikationer, på uppdrag av Regeringskansliets förvaltningskontor.

Beställningsadress: Fritzes kundtjänst 106 47 Stockholm Fax: 08-20 50 21 Telefon: 08-690 90 90

Svara på remiss. Hur och Varför. Statsrådsberedningen, 1993. En liten boschyr som underlättar arbetet för den som skall svara remiss. - Broschyren kan beställas hos: Regeringskansliets förvaltningskontor Arkiv- och inforrnationsenheten 103 33 Stockholm Fax: 08-790 09 86 Telefon: 08-763 24 81

Omslagsbild: Birgitta Crandell

NORSTEDTS TRYCKERI AB ISBN 91-38-13886-7 Stockholm 1995 ISSN 0375-250x

1995:14 Innehållsförteckning I

Innehållsförteckning

l Aktuella förutsättningar för svensk elförsörjning 1 . . . . . . . . . . 1.1 Den svenska elmarknaden 1988-1994 l . . . . . . . . . . . . . 1.1.1 Ändrad statlig styrning l . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.1.2 Strukturförändringar 5 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.1.3 konkurrenslagen 9 Den nya m.m. . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.1.4 Elmarknadens internationalisering ll . . . . . . . . . . . . . . . 1.1.5 Den vilande ellagen i sammandrag 15 . . . . . . . . . . . . . . . 1.2 Den norska elmarknadsreformen 18 . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2.1 Elförsörjningen före refoxmeringen 18 . . . . . . . . . . . . . . 1.2.2 Den nya energilagen 19 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2.3 Utvecklingen efter år 1991 20 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.3 Ny elmarknadslag i Finland 23 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2 Energipolitik på en refonnerad elmarknad 27 . . . . . . . . . . . . . . 2.1 Inledning 27 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.2 Styrmedel i energi- och miljöpolitiken 27 . . . . . . . . . . . . 2.2.1 Administrativa styrmedel 28 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.2.2 Ekonomiska styrmedel 29 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.2.3 Forskning och utveckling 34 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.2.4 Infomiation och utbildning. 35 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.2.5 Statliga verk och bolag 35 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.3 Stymiedlens effektivitet på en reformerad elmarknad 37 . . 2.3.1 Administrativa stymiedel och infonnation 38 . . . . . . . . . 2.3.2 Ekonomiska styrmedel 38 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.3.3 Styrning via de statliga företagen 41 . . . . . . . . . . . . . . . 2.3.4 Teknikutveckling på en reformerad elmarknad 42 . . . . . . 2.4 Energihushållning på en reformerad elmarknad 43 . . . . . . 2.5 Förutsättningarna för en fungerande konkurrens 45 . . . . .

Innehållsförteckning 1995:14

3 Försörjningstrygghet 49 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.1 Begreppet försörjningstrygghet 49 . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2 Ansvaret för försörjningstryggheten 53 . . . . . . . . . . . . . . 3.3 Investeringsverksamheten på elmarknaden 55 . . . . . . . . . 3.4 Ansvarsfördelningen på den nya elmarknaden 58 . . . . . . . 3.4.1 Systemansvaret 59 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.4.2 Nätägamas ansvar och nätmyndighetens roll 61 . . . . . . . . 3.5 Kunder och leverantörer på reformerad elmarknad 62 en . 3.5.1 Relationen mellan elleverantör och elkund 62 . . . . . . . . . 3.5.2 Producentemas investeringsbeteende 66 . . . . . . . . . . . . . 3.5.3 Nya aktörer 74 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.6 Behovet information på den elmarknaden 75 av nya . . . .

4 Utrikeshandel med 79 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.1 Motiv för utrikeshandel med och handelns omfattning 79

4.1.1 Tillfällig handel 80 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.1.2 Fasta kontrakt 84 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.1.3 Utrikeshandelns omfattning 84 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.2 Förutsättningar för utrikeshandel med 90 . . . . . . . . . . . 4.2.1 Nuvarande regelverk i Sverige 90 . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.2.2 Regelverket enligt den vilande lagstiftningen 93 . . . . . . . 4.2.3 Regelverken i våra grannländer 94 . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.2.4 Befintliga och planerade överföringsförbindelser 100 . . . . . 4.3 Elpriser i Sverige och i våra grannländer 105 . . . . . . . . . . 4.3.1 Kostnader och priser i dag 106 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.3.2 Möjlig framtida utveckling 113 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.4 En nordisk elmarknad 115 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.4.1 Fördelar med en integrerad nordisk elmarknad 116 . . . . . . 4.4.2 Miljökonsekvenser 119 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.4.3 Konsekvenser av olika marknadssystem i

Sverige, Norge och Finland 121 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.4.4 Vägen fortsatt integration 122 mot en . . . . . . . . . . . . . . . .

1995: 14 Innehållsförteckning III

5 Glesbygdskundemas situation 125 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.1 Några viktiga begrepp 126 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.2 Elöverföringspriser med nu gällande

regler 129 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.2.1 Vissa bestämmelser om leveransskyldighet,

prisreglering m.m. 129 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.2.2 Prissättningen stamnätet 131 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.2.3 Prissättningen på regionala nät 132 . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.2.4 Prissättningen lokala nät 134 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.3 Elöverföringspriser med den vilande

lagstiftningen 142 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.3.1 Nya bestämmelser 142 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.3.2 Nätmyndighetens planer avseende prisreglering 148 . . . . . . 5.3.3 Prissättningen på stamnätet 151 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.3.4 Prissättningen på regionala nät 153 . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.3.5 Prissättningen på lokala nät 157 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.4 Behov av förändringar det vilande lagförslaget 158 av . . . .

6 Övriga frågor 165

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.1 Avgifter och ersättning för anslutning

och inmatning till nätet 165 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.1.1 Den vilande lagstiftningen m.m. 167 . . . . . . . . . . . . . . . . 6.1.2 Förslag till förändring av den vilande

lagstiftningen 168 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.2 Situationen för elproducenter med en

produktionskapacitet på högst 1 500 kW 171 . . . . . . . . . . 6.2.1 Nuvarande ellag 172 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.2.2 De ekonomiska villkoren enligt EKOVISAM 172 . . . . . . . 6.2.3 Det vilande lagförslaget 174 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.2.4 Förslag till förenklad nättariff för små producenter 177 . . . 6.3 Behovet av regler för organiserad

elhandel 178 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

IV Innehållsförteckning 1995:14

6.4 Förlängning giltighetstiden för leveranskoncession 180 av . 6 5 Fjärrvärmens situation 183 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

6.5.1 Dagens regler 183

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.5.2 Den vilande lagstiftningen 184 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.5.3 Behov av att förstärka skyddet för fjärrvänne

och naturgas 185 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.5.4 Förslag till bibehållet skydd för fjärrvärme

och naturgas 189 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 6 Utvecklingen inom EU 191 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

6.6.1 EU:s efter inre marknad för 191

strävan en . . . . . . . . . . 6.6.2 Det aktuella läget 193 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.6.3 Den svenska elmarknadsreformen i förhållande

till EU:s regler 194 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Appendix: Kostnader, priser, skatter, miljörestriktioner mm.

i Sverige och grannländema 195 . . . . . . . . . . . . . . . . .

Aktuella förutsättningar för svensk elförsörjning l

1 Aktuella för

förutsättningar svensk elförsörjning

Denna bakgmndspromemoria inleds med beskrivning de senaste en av årens förändringar på den svenska elmarknaden och ett kort sammandrag av den vilande ellagen. Därefter redovisas erfarenheterna av den norska elmarknadsreformen. Norge fick ellagstiftning år 1991 en ny vilken i stort liknar den vilande svenska lagstiftningen. Slutligen redovisas i avsnitt 3 det förslag till ny ellag som godkändes av den finska riksdagen den 10 februari 1995.

1.1 Den svenska elmarknaden 1988-1994

Under ett knappt årtionde har flera förändringar skett är stor som av betydelse för den svenska elforsöijningen. Riksdagen beslutade i maj 1994 att införa en ny ellagstiftning från den l januari 1995. Genom riksdagsbeslut i december 1994 har ikraftträdandet reformen av uppskjutits. Under åren 1988 1994 har ytterligare ett antal viktiga beslut fattats som har haft betydande påverkan på elmarknadens funktionssâtt. Under tid har också stora förändringar skett utanför landets gränser samma som innebär nya villkor och möjligheter för den svenska elförsöijningen. Elmarknadsreformen kan ses som ett led i en rad ändrade förutsättningar for den svenska elförsöijningen. Nedan redovisas översiktligt de väsentligaste förändringarna som har ägt rum under de senaste åren.

1.1.1 Ändrad statlig

styrning

Den svenska elförsörjningen regleras genom lagen l902:7l s. l, innefattande vissa bestämmelser elektriska anläggningar ellagen. om Inom de ramar som lagen anger, och som innefattar bl.a. vissa

2 Aktuella förutsättningar för svensk elförsörjning

skyldigheter för koncessionshavarel, har elförsörjningen sedan lång tid tillbaka fungerat utan direkt statlig marknadsreglering. Förutom under perioder med generellt prisstopp har ingen prisreglering av förekommit. Staten har dock på många andra sätt direkt eller indirekt - kunnat påverka produktion, konsumtion och prisbildning på elmarknaden. I stort kan detta inflytande på elmarknaden sägas ha utövats med fyra olika typer av medel: ekonomiska styrmedel, administrativa styrmedel, stöd till forskning och utveckling samt påverkan genom ägandet Vattenfall av Under perioden har det beslutats om många förändringar av dessa styrmedel, t.ex. energiskattema, har ändrats nästan varje år, och av som investeringsstödens omfattning och inriktning. Dessa beslut har haft av stor energi- och miljöpolitisk betydelse. De beslut som har fattats om ändringar av statens styrning av Vattenfall och rollfördelningen på elmarknaden är på många sätt lika betydelsefulla. Före bolagiseringen Statens Vattenfall den l januari 1992 av utformades ramarna för Vattenfalls verksamhet av riksdag och regering. Allmänt kan sägas att investeringar samt större projekt, och finansieringen dessa, beslutades riksdagen, medan villkoren för driften av av anläggningarna samt mindre investeringar beslutades av regeringen av eller Vattenfall. I olika sammanhang angav riksdagen därutöver av riktlinjer för verksamheten. År 1988 infördes ekonomisk styrning Statens vattenen ny av fallsverk bl.a. innefattade ett nytt förräntningskrav på verket prop. som 1987/88:87, bet. 1987/88:NU 41, rskr. 1987/882376. Samtidigt infördes krav på uppdelning verksamheten i flera resultatområden. Syftet var av att genom förräntningskravet åstadkomma jämförbarhet när det gäller lönsamhet, effektivitet med andra företag, och överensstämmelse m.m. med de krav riktas mot industriell verksamhet med som annan motsvarande risk. Vidare önskade nå resultatutveckling som man en kunde tillgodose ägarens krav på utdelning och möjligheter till konsolidering balansräkningen. Genom beslutet fick Vattenfalls av verksamhet affärsmässig inriktning än tidigare, och ägarens en mer lönsamhetskrav höjdes väsentligt. I skrivelse skr. 1990/91:50 till riksdagen i oktober 1990 en

Se underlagspromemoria avsnitt

2 I underlagspromemoria 2 behandlas styrrnedlen mer ingående.

Aktuella förutsättningar för svensk elfärsörjning 3

presenterade regeringen ett åtgärdsprogram för att stabilisera ekonomin, förbättra ekonomins funktionssätt och begränsa tillväxten av de offentliga utgifterna. Ett viktigt inslag i arbetet att skapa bättre tillväxtmöjligheter för det svenska näringslivet är enligt skrivelsen att effektivisera den statliga förmögenhetsförvaltningen. Genom en bättre förmögenhetsförvaltning kan avkastningen ökas och kapital frigöras för andra satsningar inom näringspolitiken, t.ex. på infrastrukturens omrâde. I skrivelsen aviserades två förändringar avseende Statens vattenfallsverk. Affärsverket skulle göras till aktiebolag. Stamnätet skulle om ges en från Vattenfall fristående organisationsform. Våren 1991 beslutade riksdagen i enlighet med regeringens förslag att vid årsskiftet 1991/1992 överföra huvuddelen Vattenfalls av verksamhet utom storkraftnätet° -till ett staten ägt aktiebolag prop. - av l990/91:87, bet. l990/91:NU38, rskr. 1990/912318 samt prop l99l/92:49, bet. 1991/92:NUl0, rskr. 1991/92:9. Storkraftnätet skulle drivas vidare som statligt affársverk, och Affärsverket svenska kraftnät inrättades för detta ändamål den l januari 1992. Det viktigaste motivet till att föra över huvuddelen av Vattenfalls verksamhet från affärsverk till bolag enligt propositionen att var effektivisera förvaltningen av statens kapital. Målet angavs vara en ökad avkastningsförmåga inom ramen för oförändrade eller lägre reala elpriser och en fortsatt trygg elförsörjning. Motiveringen utvecklades närmare enligt följande 167: Affärsverksformen framstår inte längre som ändamålsenlig för Vattenfalls konkurrensutsatta verksamhet. De svenska och utländska elmarknadema genomgår strukturförändring. Kunderna och en omvärlden får allt större betydelse för verksamheten. Kraven på affärsmässighet skärps. Konkurrensen mellan företag och mellan energiformer och energisystem ökar. Vattenfall bör därför ges möjligheter att utvecklas inom de konkurrensutsatta områdena genom att verksamheten bedrivs i aktiebolagsform. Genom bolagiseringen underlättas bl.a. effektivisering och rationalisering Vattenfalls verksamhet. Bolagiseringen innebär av vidare en anpassning till den fortgående intemationaliseringen av elmarknaden. För att Vattenfall skall kunna delta i denna utveckling krävs en verksamhetsform som möjliggör deltagande i t.ex. konsortier och gemensamma utvecklingsbolag. Bolagsformen ger Vattenfall

3 Till storkraftnätet räknas samtliga överföringsledningar i Sverige på spänningsnivåerna 220-400 kV stamnätet, samt de utlandsförbindelser som ansluter till det svenska systemet.

4 Aktuella förutsättningar för svensk elfärsörjning

ökade möjligheter att ta till vara affärsmöjligheter i Sverige och utomlands samt att konkurrera på lika villkor med övriga företag på elmarknaden.

Stamnätet borde enligt propositionen ges en Organisationsform som möjliggör att en successivt ökande effektivitet i det svenska elsystemet kan förenas med en fortsatt hög leveranssäkerhet. Genom åtgärder som ökar konkurrensen mellan producenter i Sverige samt mellan svenska och utländska producenter skulle elkonsumentemas ställning stärkas. Målet bör, sades det vidare i propositionen 168, vara att svenska kraftkonsumenter kan sluta kontrakt direkt med producenter i andra länder utan att först behöva sluta kontrakt med svenska producenter. Dessutom bör småskaliga producenter tillförsäkras goda möjligheter att sälja till marknaden. En fri handel med över gränserna bör eftersträvas så långt det är tekniskt möjligt.

Avsikten var att genom bolagiseringen ge Vattenfall i huvudsak samma ställning på elmarknaden som övriga större kraftforetag. Statens inflytande över verksamheten koncentrerades till ägarinflytandet. Våren 1992 beslöt riksdagen om mål och strategier for en reformering av den svenska elmarknaden prop. 1991/922133, bet. l99l/92:NU30, rskr. 322. I propositionen lämnade regeringen förslag till dels mål och strategier för elmarknadens reformering, dels riktlinjer för verksamheten med storkraftnätet. Regeringen redovisade också riktlinjer för Svenska kraftnäts verksamhet, reformeringen av eldistributionen och konkurrensövervakningen på elområdet. I anslutning till riksdagens behandling av regeringens förslag tillsattes Ellagstiftningsutredningen N 1992:04 med uppdrag att bl.a. ändra ellagen i enlighet med de beslutade riktlinjerna, och Svenska kraftnät fick i uppdrag att utreda förutsättningarna för en svensk elbörs. Mot bakgrund av bl.a. Ellagstiftningsutredningens delbetänkande Elkonkurrens med nätmonopol SOU 1993:68 och Svenska kraftnäts rapport Handelsplats för lämnade regeringen förslag om ny ellagstiftning till riksdagen, som våren 1994 beslutade enligt förslagen prop. 1993/94:l62, bet. l993/94:NU22, rskr. 1993/94:258. Den nya lagstiftningen innebär bland annat att produktion och försäljning av lyder under andra regler än nätverksamhet. Producenter och andra elleverantörer skall verka i konkurrens. Nätverksamhet, som i princip är ett s.k. naturligt monopol, skall ske under preciserade former än tidigare mer

Aktuella förutsättningar för svensk elfärsörjning 5

samt övervakas av en myndighet. I avsnitt 1.1.5 nedan ges ett sammandrag av den nya lagstiftningen. I december 1994 beslutade riksdagen på förslag från regeringen prop. 1994/95:84, bet. 1994/95 :NUl0, rskr. 1994/952141 att skjuta upp elmarknadsreformens ikraftträdande för att skapa möjligheter för Energikommissionen att genomföra en bredare konsekvensanalys av de nya reglerna för elmarknaden innan reformen träder i kraft. Enligt förslaget trädde endast de föreskrifter i ellagen som avser systemansvaret i kraft den l januari 1995. Staten är ägare till Vattenfall AB som är det största företaget på den svenska elmarknaden. Genom olika beslut har förutsättningarna för statens styrning av företaget förändrats. Bolagets kommersiella roll har markerats, och Vattenfall AB skall, enligt motiveringama för de beslut som har fattats, i princip verka på elmarknaden på villkor samma som övriga marknadsaktörer. Samtidigt har staten tilldelats neutral och en övervakande roll inom elförsöijningen. Staten skall fortsättningsvis ansvara för att konkurrensen upprätthålls inom produktion och försäljning och att nätverksamhet bedrivs på för kunderna skäliga villkor. Vidare har staten ansvaret för att det nationella elsystemet fungerar som ett sammanhållet system med tillfredsställande driftsäkerhet. Detta systemansvar utövas från och med den 1 januari 1995 Svenska genom kraftnät.

Strukturförändringar

På dagens svenska elmarknad finns en bred ägarstruktur med statligt, kommunalt och privat ägda elproduktions- och eldistiibutionsföretag. Det statligt ägda Vattenfall AB svarar för omkring 50 % elprodukav tionskapaciteten. I övrigt äger kommuner 20 %, statliga, kommunala ca och privata fonder ca 10 % samt enskilda ägare ca 20 % av produktionskapaciteten. Under efterkrigstiden har det skett en fortlöpande företagskoneentration. Idag äger tio kraftföretag större delen de svenska ca av krafttillgångama. Dessa företag, som samverkar i den s.k. produktionsoptimeringen, svarar för drygt 90 % Sveriges totala elproduktion. av Företagen äger i stort sett alla regionala nät och svarar normalt för råkraftleveransema inom respektive region. I början av år 1994 fanns i Sverige 273 detaljdistributörer med av tillsammans ca 5,3 miljoner abonnenter. Kommunala energiverk svarar för leveranserna till omkring ll % landets lågspänningskunder. av Kommunala bolag levererar till ca 50 %, privata bolag till ca 22 %,

6 Aktuella förutsättningar för svensk elförsörjning

statliga bolag eller verk till ca 13 % samt ekonomiska föreningar till ca 3 % kunderna. Bland distributörerna finns också flertalet de av av större elproducentema.

Lågspänningskundema under 600 V utgör över 99 % av antalet

abonnenter och står för cirka hälften av den totala elanvändningen. De flesta lågspänningsabonnenter är hushåll, med eller utan elvärme. Men lågspänd används också i olika typer av lokaler, i jordbruket och i mindre industrier. Av antalet högspänningskunder tillhör cirka hälften industrin. En indelningsgrund elmarknadens kunder, som är baserad på både av omfattningen av energiinköpen och kundens tekniska utrustning är

följande

Typ av Typ- Teknik- Elenergi Elnota kund kund karakterisering /år /år

Storkund Industri Högspänning, 15 GWh 5 Mkr effektmätning 5 MW

Mellanstor Hotell Lågspänning, 500 MWh 200 tkr

Skola eñektmäming 150 kW

Liten 1 Villa Lågspänning, 25 MWh 12 tkr elvärme säkringskund

Liten 2 Lägenhet, Lågspänning, 3 MWh 2 tkr

Övriga säkringskund

Bland de s.k storkundema, dvs. delar av industrin, finns en stor bredd när det gäller elbehovets storlek. Hela industrisektom svarade år 1993 för 35 % av den totala elanvändningen vilket motsvarar 49 TWh. Därav stod vissa elintensiva branscher för över hälften. Industrins andel av elanvändningen har successivt minskat medan bostäder och andra

Efter början av år 1994 har förändringar skett på marknaden som innebär att dessa siffror ändrats något. Se vidare avsnittet om vertikal integration.

5 "Små kunder på elmarknad i konkurrens", Utredningar elmarknadsen om reformen, DS 1994:2

Aktuella förutsättningar för svensk elförsörjning 7

användarsektorer har ökat sina andelar. Speciellt snabbt har elvärmen expanderat och år 1993 utgjorde den 20 % av den totala elanvändningen.

Koncentration och vertikal integration

Detaljdistributionen av har genomgått en stark koncentration. Denna förändring har uppmuntrats av statsmakterna Strukturomvandlingen under efterkrigstiden har inneburit att antalet företag minskat från ca 3 000 till knappt 300. Under nittiotalets första år har ett antal distributionsfbretag helt eller delvis köpts av elproducerande företag. De senare får därigenom, med nu gällande regelverk, ensamrätt till försäljning inom distributionsområdet. Antalet kunder hos det genomsnittliga distributionsföretaget är numera ca 19 000. Den vertikala integrationen på elmarknaden har fortskridit och Vattensfalls förvärv av Huddinge Elverk och Drefviken Energi i december 1993 resp. februari 1994 har varit föremål för en s.k. särskild undersökning i samband med förvårvsprövning hos Konkurrensverket. Konkurrensverket fann att förvärven stärkte Vattenfalls dominerande ställning på elmarknaden. Med hänsyn till att Vattenfall har en förhållandevis liten del av distributionen till konsument fann verket dock inte tillräckliga skäl för att de båda förvärven stred mot konkurrenslagen och lämnade dem därför utan åtgärd. Verket underströk samtidigt att förutsättningarna för en effektiv konkurrens på elmarknaden kunde äventyras om den dominerande kraftproducenten utan restriktioner tillåts förvärva distributionsrörelser. I december 1994 offentliggjordes att Vattenfall avser att förvärva ytterligare ett distributionsföretag, Vänersborgs Energi, ett av de energibolag som samarbetat inom Fyrstads Kraft. Affären kommer att granskas av Konkurrensverket. NUTEK och dåvarande Statens pris- och konkurrensverk SPK utredde år 1991 på regeringens uppdrag den tilltagande företagsintegrationen på elm arknaden. I rapporten Vertikal integration på elmarknaden konstaterades att det finns ett mycket begränsat inslag av konkurrens inom elförsörjningen. Närmare 100 % av den svenska elmarknaden är vertikalt integrerad om man med vertikal integration menar att det finns starka band mellan producent, återdistributör och kund. Den viktigaste orsaken till dessa starka band är den begränsade transiteringsrätt som finns på de elektriska näten. NUTEK och SPK underströk att med gällande lagstiftning innebär en formellt ökad vertikal integration inte någon avgörande skillnad ur

8 Aktuella förutsättningar för svensk elfärsärjning

kundens perspektiv; monopolist ersätts med en annan monopolist. På en en reformerad elmarknad med fri överlöringsrätt på ledningsnäten ger däremot den vertikala integration inte möjlighet för företagen att i samma utsträckning utöva marknadsmakt. Elmarknaden skulle då inte avvika väsentligt från andra marknader.

Ökat internationellt ägande

Under senare är har en ökad aktivitet utomlands varit en framträdande utvecklingstendens bland de västeuropeiska elföretagen. Det finns många exempel på hur företag har köpt in sig i varandra över gränserna, bildat konsortier eller trätt in i samarbetsprojekt av olika slag. Även svenska företag har tagit del i denna utveckling. Vattenfall gick under år 1993 in som delägare i det danska företaget Sjellandske Kraftverker. Enligt avtalet kommer Vattenfall i slutet av 1990-talet att få tillgång till en produktionskapacitet på 200 MW. Sjellandske Kraftverker får i gengäld tillgång till lika stor produktionskapacitet i Sverige. Ett gemensamt bolag med Vattenkraftverk i Indalsälven kommer att bildas till år 1996. Avtalet mellan de två bolagen ger också Vattenfall rätt att överföra 200 MW på en ny likströmslänk mellan Själland och Tyskland som beräknas komma i drift under år 1995. Sydkraft AB har mer än 25 % utländskt ägande, varav huvuddelen faller på PreussenElektra, ett av Tysklands största elproduktionsföretag. Sydkraft är, med sina 3,5 %, i sin tur en av de största ägarna i PreussenElektras moderbolag VEBA. Enligt en överenskommelse som slöts år 1994 kommer Sydkraft också att bli delägare i ett nytt kraftvärmeverk i Tyskland och i ett av de distributionsbolag i östra Tyskland PreussenElektra äger. Även det franska statsägda Electricité de som nu

France EdF har förvärvat aktier i Sydkraft.

Den europeiska elmarknaden präglas av ett ökande antal intemationella samarbetsavtal och ett ökande korsvis ägande mellan större europeiska elföretag. En gemensam anledning till dessa aktiviteter år att företagen önskar att på olika sätt positionera sig inför en förväntad ökad konkurrens. Genom delägarskap finner man samarbetspartners och kan tillgodogöra sig know-how, och man kan också sprida riskerna i den framtida avsättningen.

Aktuella förutsättningar för svensk elförsörjning 9

1.1.3 Den konkurrenslagen

nya m.m.

Ett viktigt steg för ökad konkurrens i den svenska ekonomin togs i och med att riksdagen år 1992 beslöt om en ny konkurrenslagstiftning. Konkurrenslagen l993:20 trädde i kraft den l juli 1993. De materiella konkurrensreglema i lagen har utformats efter modell av EG:s konkurrensregler i Romfördraget. Den grundläggande förändringen är att den s.k. missbruksprincipen i den tidigare gällande konkurrenslagen har övergetts till förmån för den s.k. förbudsprincipen. Detta innebär att lagen innehåller uttryckliga förbud mot två särskilt angivna typer av konkurrensbegränsningar. Enligt 6 § är avtal mellan företag förbjudna om de har till syfte att begränsa konkurrensen på den svenska marknaden på ett märkbart sätt eller om de ger ett sådant resultat. Enligt 19 § är missbruk från ett eller flera företags sida av en dominerande ställning på den svenska marknaden förbjudet. Den l juli 1992 inrättades Konkurrensverket har i uppgift att som bl.a. tillämpa konkurrenslagstiftningen. Det finns en möjlighet att efter ansökan få en förklaring av Konkurrensverket om att ett avtal eller förfarande inte omfattas av förbuden i konkurrenslagen, ett s.k. icke-ingripandebesked. Under vissa förutsättningar kan även medges undantag från lagens förbud mot konkurrensbegränsande samarbete. Bestämmelserna i den vilande ellagen innebär att försäljningen av konkurrensutsätts. Nätverksamheten kommer dock även fortsättningsvis att regleras i ellagen, och sådan verksamhet kommer huvudsakligen att bedrivas i form av lokalt eller regionalt avgränsade monopol. Konkurrenslagen är dock generellt tillämplig inom hela elområdet. Vad gäller lagens förhållande till ellagen måste därtill ellagens karaktär av offentlig reglering beaktas. Av konkurrenslagens förarbeten prop. l992/93:56 s. 70 framgår bl.a. att avtal, avtalsvillkor och förfaranden går utöver som vad som är en direkt och avsedd effekt av ellagen, eller en ofrånkomlig följd av denna, kan stå i strid med konkurrenslagen. Den omständigheten att ett avtal inte strider mot ellagen eller nätmyndighetens författningar m.m. saknar i sådant fall betydelse. I de direkta relationerna mellan säljare och kund på monopolm arknader som dagens elmarknad eller den kommande marknaden för nätverksamhet ligger det närmast till hands att bedömningar i relation till konkurrenslagens förbud mot missbruk av dominerande ställning kan aktualiseras. I övrigt kan såväl förbudet mot konkurrensbegränsande avtal som förbudet mot missbruk av dominerande ställning vara tillämpliga. Några av de avtal på elmarknaden som har utgjort en grund för kraftföretagens produktionssamverkan har prövats av Konkurrensverket

10 Aktuella förutsättningar för svensk elfärsörjning

relativt den nya konkurrenslagen. Genom beslut den 26 november 1993 avslog Konkurrensverket en ansökan från företagen om ett s.k. icke-ingripandebesked enligt 20 § konkurrenslagen 1993:20 avseende stamnätsavtalet. Detta avtal, som inte har tillämpats sedan år 1991, reglerar de tekniska och ekonomiska villkoren för företagens elöverföring på stamnätet. Som grund för beslutet angav verket att avtalet begränsar konkurrensen på stamnätet genom att dels begränsa den inbördes köpkonkurrensen mellan de nuvarande köparna, dels försvåra för nytillkomm ande aktörer som vill överföra på stamnätet. Kraftföretagen har dels överklagat Konkurrensverkets beslut till tingsrätten i Stockholm, dels ansökt individuellt undantag hos verket. Tingsrätten om har beslutat att inte ändra Konkurrensverkets beslut att inte lämna icke-ingripandebesked. Företagen har överklagat beslutet hos Marknadsdomstolen. Konkurrensverket avslog genom beslut den 26 november 1993 en ansökan om icke-ingripandebesked avseende produktionsoptimeringsavtalet. Avtalet omfattar dels ett utbyte av tillfällig kraft mellan kraftföretagen så att deras samlade anläggningar utnyttjas till lägsta kostnad, dels ett samarbete vid bristsituationer. Konkurrensverkets beslut motiverades av att det i avtalet fastställs hur priserna skall beräknas vid kraftutbyte och att företagen genom avtalet garanteras täckning för sina rörliga produktionskostnader. Vidare innebär avtalet att avtalspartema kontrollerar produktionen. Konkurrensverket beviljade dock undantag enligt 8 § konkurrenslagen för produktionsoptimeringsavtalet att gälla fr.o.m. den l juli 1993 t.o.m. den 31 december 1994. Konkurrensverket ansåg att giltighetstiden för undantaget skulle begränsas med hänvisning till att elmarknaden inom kort kunde förväntas att öppnas för konkurrens. Kraftföretagen ingav därefter en ny anmälan rörande ett förändrat samarbete om produktionsoptimering. Genom beslut den 24 november 1994 avslog Konkurrensverket även denna ansökan icke-ingripande om besked. Undantag beviljades dock t.o.m. den 30 juni 1995. Verkets beslut att inte meddela icke-ingripandebesked för den nya produktionsoptimeringen har elföretagen överklagats till Stockholms tingsrätt. av Utrikeshandel med är med gällande ellag inte möjlig för flertalet elkunder. De är anslutna till underliggande nät som ägs och förvaltas av ett kraftföretag. Vidare svarar fortfarande de större kraftföretagen för tillhandahållandet reglerkraft. Den vilande ellagen innebär i detta av avseende ändrade förutsättningar för utrikeshandeln med el. Hela det svenska ledningsnätet blir tillgängligt för andra än nätägarna, och dessa får vad gäller överföring ställning andra företag. Även av samma som

Aktuella förutsättningar för svensk elförsörjning ll

utländska företag f°ar möjlighet att konkurrera som säljare till svenska elkunder. I Sverige överfördes de statligt ägda utlandstörbindelsema till Svenska kraftnät den 1 januari 1992. Därigenom vidtogs en viktig åtgärd för att möjliggöra en fri utrikeshandel till och från anslutningarna till storkraftnätet. Svenska kraftnät handhar som systemansvarig myndighet de uppgifter avseende utrikeshandeln som de samverkande kraftföretagen tidigare har svarat för. För att Svenska kraftnät skall kunna utöva sitt systemansvar måste vissa krav kunna ställas på den som utnyttjar möjligheterna till internationell handel. Enligt den vilande ellagen skall regeringen besluta om nätkoncession när ansökan avser utlandsförbindelse. Svenska kraftnät har i uppgift att aktivt främja konkurrensen mellan aktörerna på elm arknaden. Riksdagen har uttalat att staten genom Svenska kraftnät skall äga och förvalta en tillräckligt stor del av utlandsforbindelsema för att svenska producenters och konsumenters möjligheter att sluta avtal om elañärer med aktörer utomlands skall kunna tillfredsställas. Vid prövningen av ansökan som gäller en utlandsförbindelse får därför hänsyn tas till om det är lämpligt att annan sökande än Svenska kraftnät erhåller koncession. Genom beslut den 19 januari 1995 om ändring i Elförordningen 1982:548 föreskrivs att ärenden som avser ansökan om koncession för utlandsförbindelse skall prövas av regeringen.

1 1 Elmarknadens internationalisering

. Såväl i de nordiska grannländema som inom EU pågår ett arbete i syfte att öppna elmarknadema for konkurrens och att öka handelsutbytet mellan länderna. Detta innebär att förutsättningarna för svensk utrikeshandel med fortlöpande har ändrats och att nya möjligheter kommer att öppnas för det internationella elsamarbetet.

Den europeiska unionen

Inom EU bedrivs ett arbete i syfte att integrera el- och gasmarknadema i den inre marknaden. Som ett första steg antog EG:s råd år 1990 två

direktiv om pristransparens nr 90/377/EEG och eltransitering nr

90/547/EEG. Dessa direktiv, liksom ett motsvarande transiteringsdirektiv för gassektom, trädde i kraft år 1992 och togs in i EES-avtalet. Direktivet pristransparens ålägger bl.a. elleverantörer skyldighet om att redovisa kontrakterade priser och avtalsvillkor för industriella

12 Aktuella förutsättningar för svensk elförsörjning

slutförbrukare. Eltransiteringsdirektivet medför att transitering över av nationsgränserna inte får vägras utan vägande skäl eller erbjudas på oskäliga villkor. De uppgörelser elöverföring enligt eltransiom som teringsdirektivet skall anses vara transitering av mellan nät är de som utförs av enheter som i medlemsländerna är ansvariga för elektriska högspänningsnät. Vidare skall Överföringen börja eller sluta inom Gemenskapen och innebära överskridande minst nationsgräns av en

inom Gemenskapen. Överföringen skall avse en leverans överstigande

ett år. För närvarande behandlas inom EU ett nytt direktivförslag från EG-kommissionen som bl.a. innebär att större industrikunder och eldistributörer under vissa villkor skall ha tillgång till andra ledningsägares överföringsnät. I korthet innebär förslaget ett s.k. förhandlat

tillträde negotiated access till näten för större industrikunder och

distributörer, som skall ges möjlighet att förhandla med nätägama om att utnyttja näten till skäliga priser. Någon form övervakande av myndighet skall finnas. Vidare skall exklusiva rättigheter for produktion av och uppförande av elledningar avskaffas. Direktivförslaget har mött starkt motstånd från bl.a. Frankrike lagt fram ett alternativt som förslag s.k. single buyer. Utvecklingen inom EU beskrivs närmare i underlagspromemoria Även i några enskilda EU-länder, exempelvis i Tyskland och Italien, försöker olika aktörer att bryta upp de traditionella monopolen inom elförsöijningen. I ytterligare ett antal länder, exempelvis Irland, Portugal, Spanien och Frankrike introduceras konkurrens när det gäller nytillkommande kapacitet.

Den nordiska elmarknaden

Sedan lång tid tillbaka har de största svenska kraftföretagen haft en omfattande elhandel med kraftföretag i de nordiska grannländema. De nordiska ländernas elproduktionssystem är mycket väl sammansatt for att möjliggöra ett lönsamt handelsutbyte. Förutom att kostnaderna för produktionen kan utjämnas och elförsörjningen därigenom effektiviseras uppnås ytterligare fördelar genom handeln över gränserna. Sammankopplingen av systemen medger att variationema i konsumtionen och riskerna för driftstörningar utjämnas och att det krävs färre reservkraftverk. Vidare medför den nordiska handeln stora miljöfördelar. Importen av norsk vattenkraft i grannländema, liksom exporten av från Sverige

Aktuella förutsättningar för svensk elfärsärjning 13

till Danmark och Finland, medför en minskad användning av de fossileldade kraftverken i Norden. De förändringar som nu sker på de nordiska ländernas elmarknader har redan ändrat förutsättningarna för handel över gränserna. I Norge och Sverige har det centrala systemansvaret och ansvaret för stamnäten, inklusive utlandsförbindelsema, skilts från elproducentema och förts över till neutrala företaglaffársverk. Elnäten har omvandlats, eller är under omvandling, från delar kraftföretagens produktionssysatt vara av tem till marknadsplatser lör el. Den nya ellagstiftning som den finska riksdagen nyligen har beslutat om innebär en liknande förändring. Sedan tid tillbaka pågår ett samarbete direkt mellan nätföretagen en i Finland, Norge och Sverige. Samarbetet gäller bl.a. hur mellanlandsförbindelserna skall utnyttjas för att skapa förutsättningar för en öppen nordisk elmarknad samt gemensamma metoder för mätning och avräkning. Det är viktigt att de regelverk etableras genom reformema nya som i Finland, Norge och Sverige utformas så att den nordiska elhandeln kan utvecklas i framtiden. De nät- och systemansvariga organisationerna i de nordiska länderna bör bygga upp ett samarbete som tillvaratar de förutsättningar för ökad handel som därigenom skapas.

En utvecklad elhandel i Norden

I Norge trädde energilag i kraft den l januari 1991. Därigenom en ny skildes handeln med från övertöringen el. Nåtägare är skyldiga att av ställa ledig överföringskapacitet till förfogande för andra aktörer. En särskild omsättningskoncession skall innehas av den som köper och säljer el. Den finska lagen har liknande bestämmelser föreslås nya som träda i kraft den l juni 19956. Under år 1995 kommer således elmarknadema i både Finland och Norge att öppna för en konkurrensutsatt elhandel. Detsamma skulle vara bli fallet i Sverige när den vilande ellagen träder i kraft. Även vissa om begränsningar den gränsöverskridande handeln kommer att kvarstå av begränsningar överlöringskapaciteten och de norska exportav

restriktionema för långsiktig handel så skulle svenska elföretag och

elkunder kunna handla med kunder och säljare i de två grannländema. I Norge finns elbörs etablerad över vilken den kortsiktiga handeln en sker. Även finska och svenska köpare och säljare skulle kunna handla

6 De norska och finska elmarknadsreforrnema behandlas nedan i avsnitten 1.2 och 1.3.

14 Aktuella förutsättningar för svensk elfärsärjning

på den norska börsen. Samarbetet inom den nordiska elförsörjningen har tidigare i stor utsträckning baserats på de rekommendationer har utarbetats de som av största kraftföretagens samarbetsorganisation Nordel. Nordels rekommendationer, t.ex. regler för elutväxling och prissättning, dimensioneringsregler för elledningsnätet m.m., följdes kraftföretagen i de upp av nordiska länderna. I den nya situationen när regelverket för utrikeshandeln ändras på områden som nättillgång, prissättning och rollfördelning, krävs också att det nordiska elsamarbetet därefter. Förändringanpassas aina medför bland annat att ansvaret för centrala funktioner förs över från kraftföretag till statliga systemansvariga Som följd organ. en av detta måste det nordiska samarbetet på elområdet fortsättningsvis baseras på överenskommelser mellan de systemansvariga i de enskilda länderna. De avreglerade marknaderna i Norden skulle också och ge nya vidgade möjligheter till ett utvecklat elsamarbete. På integrerad en nordisk elmarknad kan de samlade produktionsresursema utnyttjas bättre. Riskerna för en allt för stark marknadskoncentration reduceras avsevärt. Elpriset bör blir stabilare och lättare att förutsäga. Investeringsverksamheten kommer att förläggas där utbyggnad är mest en kostnadseffektiv. Statnett och Svenska kraftnät utreder för närvarande utformningen av en norsk-svensk elbörs. Avsikten är att börs för handel med skall en kunna inrättas senast den l januari 1996. I arbetet ingår också att samordna tariffsystemen i de båda länderna så att en fri och öppen handel oberoende av nationsgränserna främjas. Börsen skall även vara öppen för finska aktörer när marknadsförutsättningama har ändrats där. Inom Nordel har kraftproducenterna tagit initiativ till att skapa en nordisk elbörs för att ta tillvara vinsterna med tillfällig handel. Utredningen beräknas vara färdig i april 1995. Inom Nordiska ministerrådets verksamhet har arbetsgrupp en granskat förutsättningarna för och behovet ytterligare åtgärder för att av utveckla den nordiska elmarknaden. Gruppen konstaterar i sin rapport

till ministerrådet, Det nordiske kraftmarkedet under utvikling7, att

marknadsorienteringen innebär nya möjligheter, framför allt vad gäller den kortsiktiga handeln med mellan de nordiska länderna. Kommersiell handel mellan marknadsaktörema i de nordiska länderna bidrar till

7 TemaNord 1994:613

Aktuella förutsättningar för svensk elförsärjning 15

ett effektivt utnyttjande av det nordiska elsystemet".

1.1.5 Den vilande ellagen i sammandrag

Öppna nät för handel med el

Elmarknadsreformens huvudprincip är att åstadkomma klar boskillen nad mellan å sidan produktion och försäljning av och å andra ena sidan överföring nätverksamhet. Produktionen och försäljningen av skall ske i konkurrens, medan nätverksamheten även i fortsättningen regleras och övervakas på särskilt sätt för att säkerställa en effektiv nätverksamhet. För att dra fram eller använda elektriska starkströmsledningar krävs särskilt tillstånd koncession. Koncessionshavarens skyldigheter skall endast nätverksamhet. Innehavare nätkoncession skall vara avse av skyldig att på skäliga villkor ansluta andras ledningar och anläggningar till sitt nät och att på skäliga villkor överföra oberoende av vem som är ägare till kraften. En juridisk bedriver produktion av eller handel med person som får inte bedriva nätverksamhet.

Leveranskoncession

För de små kunderna begränsas de praktiska möjligheterna att byta leverantör av att transaktionskostnadema för närvarande är höga, beroende på att kravet på timvis mätning och avräkning fordrar ny mätutrustning. Inom något eller några år kan den tekniska utvecklingen ha medfört sänkta transaktionskostnader, och i ett övergångsskede kan det därför finnas skäl att någon leverantör åläggs en leveransskyldighet och att denne leverantör får leverera utan krav på timvis mätning och avräkning. De kunder som inte vill byta leverantör ges dessutom möjlighet att få hela elpriset prövat och myndighet. av en samma En särskild koncession införs för leverans av till kunder belägna inom ett koncessionsområde leveranskoncession. Innehavaren av leveranskoncession blir skyldig att tillhandahålla till alla kunder inom området. Kunden har rätt att efter viss uppsägningstid byta leverantör en

8 Den nordiska elhandeln behandlas mer ingående i underlagspromemoria avsnitt 4.

16 Aktuella förutsättningar för svensk elförsötjning

och köpa från någon annan än koncessionshavaren. Mindre elproducenter och fjärrvärmeföretag också Övergångsbeges stämmelser. Den som har leveranskoncession blir skyldig att köpa från mindre elproduktionsanläggningar är belägna inom området. som Leveranskoncessionen meddelas för en tid längst tre år. Inför ett av beslut om avveckling eller förlängning systemet med leveranskonav cession skall en samlad utvärdering systemet genomföras. av

Det nationella elsystemet, m.m.

En myndighet skall ha det övergripande ansvaret för att elektriska anläggningar samverkar driftsäkert så att balans inom hela eller delar av landet kortsiktigt upprätthålls mellan produktion och förbrukning av ström systemansvar. Svenska kraftnät, förvaltar det svenska som storkraftnätet, skall vara den systemansvariga myndigheten. Med systemansvar ansvaret för att det nationella elsystemet avses fungerar som ett sammanhållet system med tillfredsställande driftsäkerhet. Detta innebär framför allt att balansen mellan produktion och förbrukning av kortsiktig upprätthålls och att överföring kan ske av mellan landets delar. Systemansvaret måste således utövas med avseende på både balans och överföring el. För att kunna utföra sin av uppgift skall Svenska kraftnät ha tekniska rätt att ange krav, driftsäkerhetskrav m.m. på de produktionsanläggningar och nät skall anslutas som till storkraftnätet. Svenska kraftnät skall för att reglerkraft tillhandahålls på ansvara marknadsmässiga och neutrala villkor för bl.a. de aktörer på elmarknaden som saknar egna reglermöjligheter.

Utrikeshandel med el

Regeringen skall besluta nätkoncession när ansökan utlandsom avser förbindelse. En generell anmälningsplikt införs beträffande sådana kontrakt som medför att import eller export kommer att pågå under minst av sex månader.

Aktuella förutsättningar för svensk elfärsörjning 17

Kontroll nätverksamhet av Nätverksamheten regleras för att säkerställa att den bedrivs rationellt och effektivt. För att minska risken for s.k. korssubventionering ställs särskilda krav på organisation och drift av nätverksamhet. I skälighetsbedömningen av nättariffer och övriga villkor för nättjänster skall hänsyn tas till de intäkter och kostnader som entydigt hör till nätverksamheten i koncessionsområdet. Nätverksamhet skall redovisas som en särskild rörelsegren. Vid skälighetsbedömningen skall främst kundintresset beaktas.

Ny myndighetsfunktion

En myndighet nätmyndigheten skall ha som uppgift att handlägga bl.a. koncessionsärenden och ärenden om koncessionshavamas skyldigheter samt att utöva tillsyn av ellagens efterlevnad utom i frågor som rör elsäkerhet. Nätmyndigheten skall även ha ansvaret för de myndighetsuppgifter som rör leveranskoncessioner. Närings- och teknikutvecklingsverket NUTEK skall vara nätmyndighet. Prisregleringsnämnden for elektrisk ström upphör.

Kommunal elverksamhet, m.m.

Kommunala elforetag ges, under vissa fomtsätmingar, konkurrensvillkor som är likvärdiga de som gäller för övriga företag på marknaden. Sådana kommunala företag undantas från vissa kommunalrättsliga principer. Kommunal produktion och handel med undantas från principen att kommunal verksamhet får bedrivas endast inom den egna kommunen lokaliseringsprincipen. Även nätverksamhet undantas i vissa fall. Kommunal elverksamhet skall också kunna bedrivas på affärsmässig grund i stället for med iakttagande av självkostnads- och likställighetsprincipema. Syftet med dessa undantag är att kommunen skall kunna konkurrera på lika villkor med andra marknadsaktörer. Undantagen medges därför endast om verksamheten särredovisas och bedrivs i samma associationsform som de andra aktörerna, vanligtvis aktiebolagsform.

18 Aktuella förutsättningar fâr svensk helförsärjning

1.2 Den norska elmarknadsreformen

I Norge infördes är 1991 en ny energilag som i de flesta stycken liknar det vilande svenska lagförslaget. Det kan därför intresse att följa vara av upp utvecklingen i Norge efter reformen. För att förstå vad händer som på den norska elmarknaden är det viktigt medveten de att vara om förhållanden som har utmärkt och utmärker det norska elsystemet. Därför redovisas först kortfattat situationen innan den nya ellagen trädde i kraft.

1.2.1 före

Elförsörjningen reformeringen

Norge är ett land med rikliga möjligheter till vattenkrañsproduktion, som är relativt jämt fördelade över landet. När landet skulle elektrifieras var det därför naturligt att produktionen förlades nära efterfrågan. Tillsammans med de geografiska förhållandena ledde detta till att det uppstod lokala och regionala elmarknader. I Sverige däremot har det funnits helt andra motiv att skapa förutsättningar för nationell en elförsöijning, vilket också har skett. I Norge har beslut om utbyggnad av kraftproduktionen tagits mot bakgrund av den lokala/regionala kraftbalansen. Dessutom har överföringskapaciteten mellan regionerna varit liten. Dessa faktorer har tillsammans lett till att det har byggts dyra kraftverk trots att billigare har funnits att tillgå eller att det varit möjligt att bygga till lägre kostnader i andra delar landet. Detta förfarande understöddes av av olika regleringar, bl.a. den s.k. oppdekkningsplikten som innebar att den kraft som såldes inom en lokal/regional marknad måste produceras inom samma marknad. Viss nationell handel förekom dock. Statkraft försåg de regionala engrosbolagen med kraft till ett enhetligt pris. Denna handel var dock inte av en tillräcklig omfattning för att nationell en marknad skulle etableras. Den lokala/regionala kraftbalansen krävde lokala/regionala torrårssäkringar, vilket har lett till att de samlade reservema överstiger nationens totala behov. Det fanns således före reformen del problem på den norska en elmarknaden som man sökte lösningar på. Ambitionema bl.a. att var försöka stoppa en fortsatt övemtbyggnad med alltför höga priser som följd, att åstadkomma utjämning priserna till kunden av samma kategorier i olika delar av landet samt att ta till skalfördelar i vara distributionsledet. Därtill eftersträvades ändrad balans från elproduen

Aktuella förutsättningar för svensk elförsärjning 19

centemas till kundernas intressen.

1.2.2 Den energilagen

nya

Med den nya energilagen öppnades näten och konkurrens infördes i produktions- och forsäljningsleden. Härigenom skapades ett helt nytt omvandlingstryck på kraftproducenter och energibolag. Nâtverksamheten regleras för att kontrollera att transporten av sköts på ett effektivt och konkurrensneutralt sätt. Efter det att den nya energilagen infördes har reformeringen av den norska elmarknaden fortsatt i en snabb takt. Bland annat har den statliga aktören Statkraft delats upp i två skilda bolag, Statkraft SF och Statnett SF. Statkraft driver och förvaltar de statliga produktionsanläggningama medan Statnett förvaltar och driver stamnätet ägs staten. som av Härigenom kan Statkraft konkurrera på den norska elmarknaden på likartade villkor som andra producenter. Statnett har också övertagit ansvaret för den norska samkömingens marknader. "Oppdekkningsplikten" avskaffades och ersattes leveransplikt av en vilket innebär att encrgiverken måste leverera till kunderna i sitt område men är fria att skaffa nödvändig kraft på det sätt de själva väljer. Kunderna kan däremot köpa av en annan leverantör än den har som leveransplikt. Därmed har encrgiverken inte längre garanterad en avsättning för sin kraft. Vidare har man infört punkttariffer på samtliga nät. Därmed är det möjligt for varje kund att få tillgång till den nationella kraftmarknaden. Det är nätägarens uppgift att inkludera överföringskosmadcr för transport på över- och underordnade nät, så den enskilda kunden presenteras en sammanställd tariff Från och med 1993 års bokslut måste elverken redovisa kostnader och intäkter enligt aktiebolagslagens regler och särredovisa produktionsoch distributionsverksamhetema. Tidigare räckte det för de kommunala energibolagen att redovisa nettot intäkter minus kostnader. Någon insyn i var intäkter och kostnader härstammade ifrån således inte var möjligt och grunderna for effektiv reglering nättjänstema saknades en av således tidigare. Det krävs av nätföretagen att dessa skall tillhandahålla rådgivning och information när det gäller effektivisering och kostnaderna får täckas genom avgifter.

20 Aktuella förutsättningar för svensk elförsörjning

1.2.3 Utvecklingen efter år 1991

Priserna på spotmarknaden

Även spotmarknaden endast för 15-20 % den totala om svarar ca av omsättningen på den norska elmarknaden har priserna på denna marknad fått en stor roll som infonnationsbärare. Priserna har varierat kraftigt främst beroende på nederbördsmängden, men även på magasinuppbyggnad, konjunkturläge och grannländemas behov import från av Norge. De prisförändringar som observerats i kontrakten till elanvändarna påverkas till en del av dessa förhållanden. Det är således inte möjligt att renodla effekterna på elprisema avregleringen. av Under år 1991 varierade priserna i södra Norge på spotmarknaden mellan 9 och 15 norska öre/kWh. Året därefter, vilket mycket ca var nederbördsrikt, sjönk priserna drastiskt ner mot 2 öre/kWh för att under hösten 1992 gå upp till ca 12 öre/kWh. Under våren och sommaren 1993 sjönk priserna kraftigt steg sedan under hösten. I februari men 1994 nådde de 48 öre/kWh, vilket kan förklaras av låga nederbördsmängder samtidigt som import från Sverige inte förekom. Att importen från Danmark var osedvanligt låg inverkade också. Därefter har priserna under år 1994 vanligen fluktuerat mellan 6 och 23 öre/kWh. Variationer av detta slag var dock vanlig även tidigare när elhandeln öppen för var enbart producenter.

Kundernas situation

De större kundernas inkl. distributionsföretagen situation har förbättrats avsevärt efter reformeringen. Medelstora och stora företag samt distributionsföretag har snabbt tagit till vara på de nya möjligheter som den ökade konkurrensen medfört. Till följd tekniska problem av mätning med att köpa mycket små mängder har samma möjligheter inte funnits för mindre kunder, främst hushållskunder. Dessa har emellertid indirekt åtnjutit frukterna av reformeringen via de kostnadsminskningar som distributörerna i sina inköp av har uppnått. Den elintensiva industrin har sina mycket konkurrenskraftiga och p.g.a. långsiktiga kontrakt inte funnit anledning till omförhandlingar av priset. Når det gäller kontrakt på fasta leveranser har de nya förhållandena på elmarknaden efter reformeringen fått stor inverkan på prisbildningen. Omförhandling kontrakt eller byte elleverantör har sänkt priserna av av

Aktuella förutsättningar för svensk elförsörjning 21

för de kunder har utnyttjat möjligheten. Detta gäller framför allt som större, men även mindre, branschanknutna företag. Butikskedjor har centralt förhandlat fram avtal elleveranser for sina butiker runt om om i landet. På samma sätt har vissa banker köpt leveranser till sina lokalkontor. Till följd av överskottet på den norska elmarknaden har kunderna under de första åren efter avregleringen inte velat teckna avtal längre än ett par år. Under de senaste åren har kontraktstidema förlängts, men de flesta kontrakten löper inte på längre tid än fem år. Detta förhållande speglar den osäkerhet som råder beträffande den framtida kraftbalansen i Norge. Längre nyavtalade kontrakt genererar högre priser än korta. Bara ett litet fåtal kunder har ingått nya kontrakt på löptider över 15 år. Priserna på dessa kontrakt är dubbelt så höga som på kontrakt gällande upp till två år.

N äringslivskunder

Mellan åren 1991 och 1993 omförhandlades kontrakten avseende 42 % av leveransvolymen till näringslivskunder. Genomsnittspriset för en näringslivskund som omförhandlade kontraktet med samma leverantör sjönk med 18%. Således har enbart hotet om leverantörsbyte varit tillräckligt för att erhålla mer gynnsamma avtalsvillkor. Byte av leverantör resulterade i en genomsnittlig prissänkning med 26 %. De som bytte leverantör ingick kontraktstider på mellan ett och fem år. Mellan åren 1993 och 1994 sjönk genomsnittspriset för näringslivskunder med 7 %.

H ushållskunder

Det förutsågs tidigt att hushållskundema till en början inte skulle ha tillgång till konkurrensen på marknaden, och farhågor fanns att denna kundgrupp därför skulle få ökade priser till följd av reformen. Kraftproducenter och energibolag skulle enligt dessa farhågor konkurrera om leveranser till större kunder, medan hushållskundema skulle utsättas för en relativt sett allt kraftigare monopolmakt. Avgifterna på lokala och regionala nät som styrs av de enskilda distributionsföretagen befarades kunna användas som effektiva barriärer för denna marknad. Dessa farhågor har dock inte infriats och hushållen har inte fått erfara högre priser generellt sett. I nominella termer steg priserna på till hushållskunder under hela

22 Aktuella förutsättningar för svensk elförsärjning

perioden 1970-1990. Efter avregleringen har priserna stabiliserats. Under år 1992 ökade de dock en aning, vilket kan förklaras av höjda skatter. Mellan åren 1993 och 1994 sjönk det genomsnittliga nominella elpriset till hushållen med 2,3 % trots en höjning av elskatten med 0,5 öre/kWh.

Prisnedgången helt bero på lägre överföringstariñer. I reala

anses termer har elprisema till hushållen sjunkit under hela perioden efter avregleringen. De norska hushållskundema har haft en gynnsammare prisutvecklingen än de svenska hushållskunderna under samma period. Elpriset exklusive skatt i Sverige för hushållskunder utan resp. med elvärme ökade realt mellan åren 1991 och 1993 med 7,2 5,3 %.° resp. De stora prisditferensema mellan olika regioner, som har ansetts som ett av problemen på den norska elmarknaden, har minskat efter avregleringen. Skillnaden mellan högsta och lägsta pris för hushållen har minskat från 41 öre/kWh år 1992 till 22 öre/kWh år 1994. För att försöka hävda hushållens rätt till den konkurrensutsatta marknaden har intressegrupper organiserats för att gemensamt omforhandla kontrakten, exempelvis Norska Boligbyggelags Landstörbund, som är en sammanslutning av lägenhetsinnehavare med ett brett spektrum av olika kategorier kontrakt. De har gemensamt förhandlat fram bättre villkor för sina 230 000 anslutna lägenheter. Under det senaste året har hushållens situation ytterligare förbättrats. De stora producentema börjar vinnlâgga sig om denna marknad och försöker utveckla möjligheter att nå kunderna direkt utan mellanhänder. Statkraft håller exempelvis på att utveckla ett kortsystem för att kunna sälja direkt till hushållskunder. Detta ökar pressen på distributionsbolagen att tillgodose hushållens önskemål i vidare omfattning. Från och med den l januari 1995 upphör kravet att mäta elanvändningen på hushållsnivå på timbasis och kostnaderna for hushållskundema för att byta leverantörer kommer därmed att sjunka från ca 4 000 till 200 norska kronor.

9 Genomsnittstariffen för överföring sjönk med 1,6 % 1993-94 och var 19,5 öre/kWh under våren 1994.

° NUTEK Energirapport 1994, B 1994:9

Aktuella förutsättningar fär svensk elförsörjning 23

Elverkens situation

Det fanns före reformeringen farhågor att de norska elverken skulle kunna få ekonomiska problem när konkurrensen och därmed även riskerna på marknaden ökade. Den ekonomiska situationen för elverken har dock inte försämrats efter reformeringen. Enligt undersökning en från NVE är Soliditeten i de norska elverken god. Andelen eget kapital i förhållande till det totala kapitalet är för de små verken i genomsnitt vägt 78 % och för de stora 48 %.

1.3 Ny elmarknadslag i Finland

Dagens finska ellagstiftning 319/79 trädde i kraft den 1 januari 1980 och upphävde lagen elverk från 1928. Ellagen från 1980 skulle om ge staten större inflytande över elförsöijningen. styrmedel anmälsom nings-, tillstånds- och planeringsförfaranden lagstadgades. Samhällets intresse säker och stabil elförsöijning betonades. av en Genom en mindre förändring ellagstiftningen 1989 avskaffades av vissa av dessa styrmedel. Det regionala planeringssystemet för elförsöijningen bibehölls emellertid, liksom tillståndskravet för investeringar i större kraftverk och i elnät med spänning på minst 45 kV. I praktiken har Handels- och Industriministeriet inte haft anledning att lägga sig i den regionala planeringen eller förhindra planerade investeringsprojekt genom att neka tillstånd. Hösten 1994 presenterade regeringen ett förslag till ellag. Den 10 ny februari 1995 antog riksdagen regeringens förslag med vissa smärre ändringar. Den följande översikten det förslag presenterades avser som i regeringens proposition. Avsikten med den ellagstiftningen få elmarknaden nya anges vara att att fungera bättre och därmed sörja för att elproduktions-, elöverförings-

och distributionssystemet i Finland är effektivt och konkurrenskraftigt

också i framtiden. Samtidigt förbereds elmarknaden i Finland för en integrering av den nordiska marknaden och eventuellt också den av europeiska. Genom reformen minskas hindren för konkurrens samtidigt som onödig reglering den konkurrensutsatta delen marknaden slopas, av av dvs. inom produktion och försäljning samt utrikeshandel med el. av Ökad konkurrens förväntas effektivisera användningen av resurserna

inom elbranschen och medföra kostnadsinbesparingar för kunderna och

för samhällsekonomin. I förslaget till ny ellag fastställs klara spelregler för elnäten, till som

24 Aktuella förutsättningar för svensk elförsörjning

sin är monopol. Att bygga parallella nät bedöms varken vara natur ekonomiskt möjligt eller från miljösynpunkt önskvärt. Alla nätinnehavamåste i framtiden mot saklig ersättning ställa sitt nät till intressenterre nas förfogande. Elnäten bildar marknadsplats, enligt propositionen bör en som betjäna parterna i elhandeln, dvs. både säljare och köpare, på opartiska och skäliga villkor. Nätinnehavarnas principer för tjänster och prissättning skall utformas så att de gör det lättare och enklare att idka handel i elnäten. Nätverksamheten skall bygga på öppenhet. Nätinnehavaren skall offentliggöra uppgifter företagets prissättning, ekonomi och om effektivitet. Nätinnehavaren skall särredovisa nâtverksamheten och sina övriga verksamhetsformer. Särredovisning gäller också bolagets eventuella övriga affärsverksamhet med dominerande ställning på elmarknaden. Nätinnehavama skall endast få verka med tillstånd. I detta fastställs för de lokala innehavarna distributionsnät de geografiska ansvarsomav rådena, inom vilka de på begäran skall ansluta till sitt nät alla som behöver nättjänster. De centrala stamnätsbolagen f°ar på sitt ansvar att upprätthålla driftsäkerhet i elsystemet i landet. Stam- och regionätsled-

ningar minst 110 kilovolts spänning skall få byggas endast med

tillstånd. Försäljningen skall enligt förslaget inte längre vara beroende av tillstånd. Distributörema skall inte längre ha rätt till regional av ensamförsäljning. För att småförbrukamas intressen skall kunna tryggas bör distributören skyldig att leverera till de kunder som inte vara omfattas konkurrens. Priserna och leveransvillkoren för dessa kunder av bör vara enhetliga och offentliga. Genom reformen får köparen större frihet att välja elleverantör. Detta gäller industriföretag och återförsäljare i partiledet och i det första skedet bland annat de små och medelstora industriföretagen i minutledet. Hushållens möjligheter att utnyttja konkurrensen mellan försäljare begränsas tills vidare kostnaderna för mätningstekniken, men dessa av väntas dock sjunka när tekniken utvecklas. De små kunderna har till en början indirekt reformen i och med att konkurrensen i partiledet nytta av ökar. Konsumentens elpris beror inte heller i fortsättningen på var denne är belägen i distributionsområdet.

Reformeringen elmarknaden bedöms enligt propositionen främja

av användningen förnybar energi på marknaden. I och med att näten av

öppnas och överföringsprissättningen förändras sjunker tröskeln för

Aktuella förutsättningar för svensk elförsärjning

inträde på marknaden, vilket kan betydelse till exempel för vara av en lokal kraftproducent. Reformen bedöms också enligt propositionen öka de lokala elföretagens möjligheter att främja energisparande eftersom det blir tillåtet att i distributionsnätets tariffer inbegripa avgift täcker kostnaderna en som för de energispartjänster erbjuds förbrukar-na. som

fråga om byggandet stora kraftverk minst 250 MW föreslås

av att det tillståndsförfarande innehåller behovsprövning slopas. Försom farandet slopades redan år 1989 för små anläggningar. Samtidigt skall elimporten och elexporten befrias från tillstånd. Byggandet kraftverk av skall fortfarande kräva tillstånd på basis lagstiftningen gällande miljö, av kämenergi, vattenkraft, byggande och dylikt. Lagförslaget syftar till att i lagen införliva förpliktelsema i EGdirektivet eltransitering. om För övervakningen att lagens mål uppnås föreslås av att en ny myndighetsorganisation skall inrättas. Elmarknadslagen träda i kraft i mitten år 1995. Dock avses av stadgas en övergångsperiod för vissa ändringar gäller till ingången som av år 1996 och för vissa till ingången av år 1997.

Energipolitik på en refarmerad elmarknad 27

2 Energipolitik på en reformerad

elmarknad

l Inledning

Energikommissionen har enligt tilläggsdirektiven att ta ställning till om ett genomförande av elmarknadsreformen låser kommissionens fortsatta arbete. Den fråga behandlas i detta kapitel är hur förutsättningarna som för dagens energipolitiska styrmedel kan påverkas om den vilande ellagen genomförs. Inledningsvis redovisas översiktligt vilka styrmedel statsmakterna förfogar över. I avsnitt 3 diskuteras hur dessa styrmedel kan förväntas fungera på den reformerade elmarknaden. Avslutningsvis analyseras särskilt förutsättningarna dels för energihushållning och dels för en fungerande konkurrens på en reformerad elmarknad. En viktig energipolitisk utgångspunkt är att det i framtiden skall finnas tillräcklig tillgång på till konkurrenskraftiga priser. Förutsättningarna för att nödvändiga investeringar tillkommer på den reformerade elmarknaden behandlas i underlagspromemoria Den gränsöverskridande elhandeln behandlas i underlagspromemoria

2.2 styrmedel i energi- och miljöpolitiken

För att nå de energipolitiska målen har statsmakterna ett stort antal styrinstrument till sitt förfogande. Förutom admininstrativa och genom ekonomiska styrmedel kan staten utöva inflytande med hjälp bl.a. av stöd till forskning och utveckling samt till information och utbildning. Även via sitt ägarinflytande i Vattenfall har staten möjlighet påverka att utvecklingen på energimarknadema.

15-0269, Bilaga 2-

28 Energipolitik på en reformerad elmarknad

2.2.1 Administrativa styrmedel

Med administrativa styrmedel avses olika typer av regleringar, dvs. förbud, normer, påbud, tillståndsprövning m.m. Till denna grupp av styrmedel hör bl.a utsläppsregler vad avser miljöfarliga ämnen, normer vad avser energieffektiviteten i nyproducerade fastigheter, förbud mot för hög svavelhalt i eldningsolja, m.m. Villkoren for utsläpp av skadliga

ämnen från förbränningsanläggningar är internationellt sett stränga se

appendix. Till de administrativa styrmedlen hör också lagstiftningen inom kämsäkerhetsområdet, t.ex. kämsäkerhetslagen, strålskyddslagen och kärnbränslelagen, atomansvarighetslagen samt kravet på koncession för nya och befintliga elledningar Restriktioner för anläggningar för elproduktion återfinns i flera olika lagar. Dessa regler påverkar bl.a. möjligheterna att bygga annya läggningar. De viktigaste för regleringen på produktionssidan är naturresurslagen 1987:12, vattenlagen 1989:291 och miljöskyddslagen l969:37. De bestämmelser som återfinns i naturresurslagen skall även tillämpas när ärenden prövas enligt vattenlagen, miljöskyddslagen, plan- och bygglagen mil. Naturresurslagen kompletterar således bestämmelserna i dessa speciallagar. Enligt ellagen skall naturresurslatillämpas vid prövning frågor vid meddelande om koncession. gen av Enligt naturresurslagen får vissa typer av anläggningar inte uppföras utan tillstånd av regeringen. Detta gäller bl.a. för förbränningsanläggningar med en tillförd effekt av minst 200 MW, anläggningar för kärnteknisk verksamhet samt för gruppstationer för vindkraft med tre eller fler vindkraftaggregat med en sammanlagd effekt av minst 10 MW. I naturresurslagen föreskrivs även var vattenkraft inte får byggas. Vattenlagen är den centrala lagen vad beträffar utbyggnaden av vattenkraft. I denna lag föreskrivs att naturresurslagen skall tillämpas vid tillståndsprövning och att tillståndet skall prövas av en särskild domstol, vattendomstolen. Vid större vattenutbyggnader är det regeringen som svarar for prövningen av tillståndet. Enligt lagen 1977:439 om kommunal energiplanering skall varje kommun ha en plan för tillförsel, distribution och användning av energi i kommunen. I plan- och bygglagen 1987:10 föreskrivs att planläggning mark och vatten är angelägenhet för kommunerna. I av en naturvårdslagen 1964:822 finns bl.a. bestämmelser om strandskydd, vilka har fått betydelse för lokaliseringen av vindkraftverk. När det gäller reglering av utsläpp från produktionsanläggningar för

Energipolitik på en reformerad elmarknaa 29

energi är miljöskyddslagen och miljöskyddsförordningen l989:39 de författningar som har störst betydelse. Tillstånd enligt miljöskyddslagen meddelas av länsstyrelsen eller för större anläggningar av Koncessionsnämnden för miljöskydd. I tillstånden fastställs för varje anläggning gräns- eller riktvärden för vissa miljöfarliga utsläpp. På energiproduktionsområdet krävs tillstånd bl.a. för anläggningar för förgasning eller förbränning överstigande 10 MW.

Utsläpp av svavel och kväveoxider regleras också genom lagar och

riktlinjer som fastställs av riksdagen. För koleldade anläggningar nya anges de gällande gränsvärdena i tabell 7 i appendix. Gränsvärden finns även för befintliga anläggningar. I förordningen om svavelhaltigt bränsle finns dessutom bestämmelser om högsta tillåtna svavelhalt i eldningsolja och dieselolja.

2.2.2 Ekonomiska styrmedel

Med ekonomiska styrmedel pris- och kostnadspåverkande avses styrmedel, dvs. främst skatter, avgifter och bidrag. Skatter på energi har tagits ut i Sverige sedan slutet l950-talet. Energibeskattningen av infördes i första hand statsfinansiella skäl. Den elintensiva industrin av har, p.g.a. önskemål om likvärdiga konkurrensförutsättningar, fått nedsättning av vissa skatter och avgifter. Först i samband med oljekriserna på 1970-talet utformades energibeskattningen utifrån energipolitiska motiv. Målen var då främst att främja hushållning och att minska oljeanvändningen. Under senare år har möjligheterna att använda ekonomiska styrmedel för att uppnå miljöeffekter alltmer betonats. Genom användningen av skatter och avgifter kan hushållen och framför allt företagen förmås att ta hänsyn även till miljöbelastningen i sina beslut. Om kostnaderna för att släppa ut miljöskadliga ämnen ökar kommer företagen att sträva efter att minska sina utsläpp. Alla åtgärder innebär lägre kostnader än som kostnaden för fortsatta utsläpp blir lönsamma. Avgiften kan också få en dynamisk effekt, eftersom företagen får ytterligare en drivkraft till att utveckla tekniker och metoder som gör att miljöbelastningen minskar. I början av 1990-talet förstärktes miljöprofilen i beskattningen genom förändringar av såväl mervärdesskatten som energiskattema. Genom reformen blev hela energiområdet mervärdesskattepliktigt och den allmänna energiskatten fick en miljöprofil genom att en del skatten av

Lagen l 976: 1054 och förordningen 1976: 1055 om svavelhaltigt bränsle.

30 Energipolitik på en reformerad elmarknad

omvandlades till en koldioxidskatt. Differentieringen den allmänna av energiskatten med indelning i miljöklasser innebar ytterligare en

miljöanpassning Vidare infördes en svavelskatt på bränslen och något

senare även en utsläppsavgift på kväveoxider från stora förbränningsan-

läggningar".

Sverige har infört fler miljöskatter/avgifter än något annat land. År 1993 uppgick inkomsterna av miljörelaterade skatter till 48 miljarder kronor, dvs. mer än 12 % statsbudgetens totala inkomster. Energin av utgjorde huvuddelen av skattebasen.

2 Efter den 1 juli 1994 har miljodifferentieringen den allmänna energiav skatten förts över till motsvarande differentiering av dieseloljeskatten.

3 Skatten uppgår till 30 kr/kg svavel för kol och För olja skatten torv. är 27 kr/m för varje tiondels viktprocent. Vid rening svavel får avdrag av göras i bränsledeklarationen. För olja med en svavelhalt på högst 0,1 viktprocent utgår ingen skatt.

l Lagen 1990:613 miljöavgift på utsläpp kvávoxider vid energiproom av duktion. Avgiften är 40 kr/kg utsläppt kväveoxid och betalas tillbaka i proportion till resp. anläggnings produktion och utsläpp.

Energipolitik på en reformerad elmarknad 31

Tabell 2.1 Beräknade inkomster energirelaterade skatter för av

budgetåret 1994/95 Miljoner kr

Inkomster

Återfors till produccntema

Källa: Finansdepartementet, l994/95:100, bilaga l prop.

Det nuvarande skattesystemet för energi

Riksdagen beslutade i december 1994 vissa förändringar om av energibeskattningen som dels är föranledda det svenska medav lemskapet i EU, dels är betingade den lagtekniska översyn gjorts av som

av Energiskatteutredningen. En ny lag om skatt på energi LSE,

som trädde i kraft den 1 januari 1995, ersätter de tidigare lagarna allmän om energiskatt, koldioxidskatt, svavelskatt, bensinskatt och dieseloljeskatt. I den ny lagen behålls de nuvarande beteckningama koldioxidskatt och svavelskatt. Allmän energiskatt ersätts med uttrycket energiskatt.

Bensinskatt och dieseloljeskatt inte uttryckligen utan motsvaras namnges av högre nivåer energiskatten. Skattesatsema och med av systemet en

32 Energipolitik på reformerad elmarknad

en

årlig automatisk uppräkning fors över till den nya lagen. Energiskatt utgår biobränslen, avfall på en och vissa bränslen. För

och torv tas ingen energiskatt ut

Den l januari 1993 slopades den allmänna energiskatten på bränslen och for industrin.

Energiskatten på är for närvarande för hushåll 9,0 öre/kWh i vissa

kommuner i Sverige 3,7 öre.° För finns också särskilda

norra

duktionskatterfär vattenkraf och kärnkraft. För äldre Vattenkraftverk

pro tagna i drift fore år 1973 är skatten 2 öre/kWh och för kraftverk tagna i drift under perioden 1973-77 är den l öre/ kWh. El som framställs i kärnkraftverk beskattas med 0,2 öre/kWh. Till detta kommer även en avgift for avfallshantering på 1,9 öre/kWh. Koldioxidskatt tas ut på fossila bränslen vid förbränning leder som till nettoökning av koldioxid i atmosfären. Skattesatsema har en beräknats på grundval av bränslenas genomsnittliga kolinnehåll. Koldioxidskatten omfattar inte biobränslen, avfall och torv. Industrin betalar sedan den l juli 1993 endast en fjärdedel av den allmänna .. nivån.7 Skattesatsen motsvarar för närvarande för industrin ca 8,5 öre 5 i kg koldioxid och 34 öre för övriga användare. per ca

Skatter i el- och värmeproduktion

För bränslen används till produktion värme, som inte sker i som av kraftvärmeanläggningar, betalas full skatt. Däremot betalar konsumenten ingen punktskatt på värmen.

I den lagen energiskatt föreskrivs, som en anpassning till EU:s nya om regler, att skatteplikt gäller för alla bränslen som används för drift av motorer. Undantag får dock, i enlighet med EU:s regler, göras för bränslen används i pilotprojekt rörande teknisk utveckling av mer miljövänliga som bränslen. Detta innebär att skattefriheten respektive lägre skattesatser för vegetabiliska bränslen och motoralkoholer har kunnat behållas.

I el- gas- och värrne- och vattenförsörjningen betalas 6,8 öre/kWh.

För den energiintensiva industrin galler vissa nedsättningssbestämmelser.

Under perioden 1994-98 är såväl energiskatten som koldioxidskatten indexreglerad.

Energipolitik på en reformerad elmarknad 33

För bränslen används for elproduktion medges avdrag för som energiskatt och koldioxidskatt Skälet till detta är främst att beskattas i konsumtionsledet och att dubbelbeskattning skall undvikas. Svavelskatten omfattas inte av avdragsrätten och inte heller kväveoxidavgiften.

Vid produktion i kondenskraftverk f°ar avdrag göras med 95 % det

av bränsle som förbrukats och i kraftvärmeverk med 97 %. I stället undantas 5 respektive 3 % elproduktionen från elskatt. av

Reglerna för beskattning vid produktion i kraftvärmeanläggningar

har förändrats ett flertal gånger under år. Före den l juli 1991 senare beskattades de bränslen fullt ut användes för värmeproduktion i som kraftvärmeanläggningar. Genom 1991 års energibeslut infördes bestämmelsen att avdrag skulle få göras för allmän energiskatt trots att värmen inte beskattas. Värmeproduktion i kraftvärmeverk belastades under period således endast med koldioxidavgift och svavelskatt. Konstruktionen tillkom för att stimulera utbyggnaden kraftvärme. av Kritik framfördes dock mot att ändringen i skattereglema medförde att biobränslenas konkurrenskraft gentemot fossila bränslen försvagades. År 1992 beslöt riksdagen till avdrag för allmän att rätten energiskatt i kraftvärmeanläggningar skulle begränsas till hälften den l januari 1994 och upphöra helt den 1 januari 1995. Riksdagen beslöt att det senare första steget i återinförande den allmänna energiskatten skulle skjutas av upp till den l juli 1994. Under våren 1994 beslöts att det tidigare beslut att helt slopa avdragsrätten den 1 januari 1995 inte skulle träda i kraft. För närvarande belastas fossila bränslen för värmeproduktion således med halv energiskatt samt koldioxid- och svavelskatt. För fossila bränslen som används för fjärrvärmeleveranser till industrin betalas sedan den 1 januari 1993 de lägre skattesatser som gäller för användning inom industrin. Även denna regel ha lett till anses att biobränslen missgynnades. Riksdagen beslöt under våren 1994 att det efter den 1 juli 1994 skall betalas schabloniserad kompensation på en 9 öre per kWh för alla bränslen utom råtallolja, används för som produktion fjärrvärme levereras till industrin. av som

Bidrag

Som komplement till skatter och avgifter finns också olika typer av bidrag. De viktigaste är investeringsstöd till biobränsleeldade kraftvär-

meverk, vindkraftverk och solvärmeanläggningar. Dessa stöd del

är en av det energipolitiska omställningsprogrammet och omfattar ca 1,3 miljarder kronor under perioden 1991-1996. Från den 1 juli 1994 erhåller vindkraften ytterligare stöd i form av

34 Energipolitik på reformerad elmarknad

en

speciell miljöbonus motsvarande skatten på den som levereras till en hushållen dvs. för närvarande 9 öre per kWh. Staten stödjer också verksamhet syftar till att utveckla och som sprida teknik leder till att energi används effektivare. År 1988 som beslöt riksdagen om ett program för effektivare användning och ersättning el. Som omställningsprogrammet har av en del av programmet for effektivare energianvändning fått såväl ökade resurser som ett breddat verksamhetsområde, vilket bl.a. innebär att stödet i dag kan användas för att effektivera användningen av såväl som bränsle. Programmet omfattar ca l miljard kronor för perioden 1991 till 1998. Huvuddelen av medlen är avsatta för teknikupphandling, vilket i kombination med eftermarknadsåtgärder såsom ramavtal och programkrav utgör programmets huvudstrategi.

2.2.3 och utveckling Forskning

Forsknings och utvecklingsarbete bedrivs av högskolor och av företag med statligt stöd. Statliga energiforskningsprogram har funnits i Sverige sedan år 1975. I dag uppgår det statliga stödet till energiforskning till 200 miljoner kronor år. Som komplement till energiforskningsca per programmet har under lång tid statligt stöd kunnat beviljas för anläggningar där teknik demonstreras bl.a. genom Energiteknikfonden ny inrättades år 1988. Stöd från Energiteknikfonden lämnas med högst som 50 %, eller i vissa fall 25 %, investeringskostnaden. Ett exempel på av ett projekt som erhållit stöd ur fonden år elproduktionsanläggningen utanför Värnamo, där Sydkraft och det finska företaget Ahlström demonstrerar teknik för förgasning av biobränslen. Även kraftindustiin och andra företag inom energiområdet har under lång tid satsat på forskning, utveckling och demonstration, ofta i samverkan med olika statliga insatser. Branschen har ett gemensamt bolag för forskning och utveckling, ELFORSK AB, som bildades år 1992 och som har övertagit uppgifter från vissa andra branschgemensamma organ.

Energipolitik på reformerad elmarknad 35

en

2.2.4 Information och

utbildning.

Information och utbildning är mjukare form styrmedel än de en av rent administrativa. En stor del de statlig informationsinsatsema på av energiområdet har gällt hushållning med energi. Allt sedan den första oljekrisen år 1973 har staten satsat på energihushållningsinformation och på olika typer utbildningsprogram för att energianvändama skall av kunna utnyttja de möjligheter finns till energieffektivisering. som På senare år har de statliga insatserna i ökad utsträckning inriktats mot att på olika sätt verka för att konsumentprodukter förses med uppgifter om energiförbrukning eller uppgifter produkternas om miljöpåverkan i stort. Insatser av detta slag administeras bl.a. Konsumentverket år av som 1992 tilldelades ett anslag på 5 miljoner kronor för insatser inom energiområdet. Verksamheten består bl.a. provning och metodutveckav ling, energimärkning och underlag för uppföljning normer samt av

teknikupphandling. Information kommunala konsumentvägledare

ges och allmänheten och förhandlingar sker med näringslivet för att förbättra marknadsföring och garantivillkor. Även NUTEK vidtar informationsåtgärder som en del av de teknikupphandlings- och demonstrationsprojekt administreras inom som programmet för effektivare energianvändning. NUTEK har bl.a. drivit en kampanj för strömsnåla vitvaror.

2.2.5 Statliga verk och bolag

Statsmaktema har möjlighet att utöva viss styrning genom de statliga affärsverken och de statliga bolagen på exempelvis energiområdet. Det finns formella skillnader vad möjligheterna affärsverk avser att styra ett

och ett helägt bolag

Styrningen ett affärsverk tar sin utgångspunkt i dess instruktion. av Därtill kommer det årliga regleiingsbrevet. För ett affärsverk tillsätter regeringen såväl högste chefen, dvs. GD, styrelsens ledamöter. som För ett aktiebolag är bolagsordningen motsvarigheten till affärsverkets instruktion. Den innehåller den betydelsefulla ändamålsparagrafen. Ur ett strikt formellt perspektiv kan bolagsordningen så omfattangöras de att bolaget i praktiken blir föremål för lika detaljerad styrning en

PM angående ägarinflytande i statliga bolag respektive affärsverk, RRV 1995-01-12.

36 Energipolitik på reformerad elmarknad

en

affärsverket genom sin instruktion. som I praktiken kan det emellertid svårare att löpande under ett vara verksamhetsår styra ett bolag, eftersom styrelsen och den verkställande ledningen enligt bolagspraxis oftast skall agera enligt de principer och riktlinjer ägaren gång år uttryck för på bolagsstämman. som en per ger

Ägarens intentioner kan därför behöva preciseras i avtal eller dylikt

utöver vad anges i bolagsordningen. som Vid bolagisering statliga verk har regelmässigt avtal träffats av mellan ägaren och bolaget, t.ex. avtal om de särskilda åtaganden som det bolaget skall ha i förhållande till staten och eventuell ersättning nya härför. Som exempel kan nämnas att i samband med bolagiseringen av Televerket upprättades ett avtal mellan staten och Telia AB som reglerade särskilda åtaganden bolaget har att uppfylla, bl.a. som avseende infrastruktur i glesbygd. I ett motsvarande avtal mellan staten och Posten AB regleras Postens ansvar för ett rikstäckande bank- och kassanät. Staten styr också sina bolag s.k. ägardirektiv. Att ge genom ägardirektiv är ett sätt för ägaren att på stämman klargöra för styrelsen vad förväntas den med det underförstådda antagandet att som av styrelsens ledamöter kan bytas inte förväntningarna uppfylls. ut om

Ägardirektiv har hittills utnyttjats i ganska begränsad omfattning. De har

sällan innehållit än avkastningskrav, utdelningsmål och soliditetsmer mål samt mycket allmänna riktlinjer för verksamheten. Det bör också nämnas att det kan finnas risker förknippade med att utnyttja sitt ägarinflytande till att detaljstyra ett statsägt bolag. En sådan risk är att staten sitt agerande ger bolaget så gynnsamma villkor genom att det strider mot EU:s regler statsstöd främst art. 92-93 i om Romfördraget. Indirekt riskerar vidare statligt ekonomiskt stöd att inom bolaget användas på ett sätt snedvrider konkurrensen och motverkar som syftet med konkurrenslagstiftningen. Det skulle t.ex. kunna fallet vara staten, ägaren, till ett marknadsdominerande företag som Vattenfall om tillskjuter specialdestinerade medel för till viss produkt kan att se att en tillhandahållas till ett lägre pris eller att tillskjutna medel används till företagsförvärv innebär att bolagets ställning på marknaden som ytterligare stärks. Dessutom kan större kapitaltillskott till statsägda bolag uppfattas stridande mot konkurrens- och näringspolitiska som

m Med den nuvarande konkurrenslagstiftningen föreligger emellertid inte några skillnader mellan statliga bolag och affärsverk i dessa avseenden.

Energipolitik på en reformerad elmarknad 37

målsättningar. Staten/ägaren kan å andra sidan också motverka en förstärkt dominans genom att påverka företagets förvärvspolicy. Även tillskjuta medel kan önska påverka bolaget utan att ägaren att genomföra en viss investering som inte är den företagsekonomiskt mest lönsamma. I ett sådant läge måste risken beaktas att bolaget får ett sänkt förtroende på kapitalmarknaden och därigenom ökade kostnader för sin finansiering. Sammanfattningsvis kan konstateras att det inte finns några formella hinder för staten att utnyttja sig affärsverk eller statliga bolag i vare energipolitiskt syfte. I praktiken torde det inte heller svårare för vara staten att styra ett bolag än ett atfarsverk. I vissa fall kan t.o.m. ett bolag formellt lättare att styra än ett affärsverk. Det måste dock i vara sammanhanget beaktas att en orsak till att riksdagen har valt att bolagisera flera de tidigare affårsverken har varit att detaljstyming av en inte har ansetts önskvärd. Motiven för bolagiseringen flertalet vara av tidigare aifársverk har varit att nå effektivare förvaltning en av statskapitalet. En styrning av bolagens verksamhet innebär att detta som mål inte längre primärt, skulle leda till betydande svårigheter för vore företagen att agera på sin egen marknad och gentemot kapitalmarknaden. Bolagsformen är i så fall knappast längre relevant associationsen form, utan verksamheten kunde lika väl och sannolikt med fördel bedrivas i myndighetsform. På energiområdet är det i första hand Svenska kraftnät och genom Vattenfall AB staten kan utöva sitt ägarinflytande. Det är i detta som sammanhang viktigt att notera att riktlinjerna för Vattenfalls verksamhet fastställdes av riksdagen i samband med bolagiseringen 1991. Det framgår av dessa att Vattenfall bolagsformen skall ha möjlighet genom att konkurrera på lika villkor med övriga företag på elmarknaden. Riksdagen har inte uttalat att Vattenfall skall på andra grunder än agera övriga krafttöretag. Om riksdagen i framtiden skulle välja att ge Vattenfalls verksamhet ändrad inriktning jämfört med i dag innebär en emellertid inte bolagsformen något formellt hinder.

2.3 Stynnedlens effektivitet

på en

refonnerad elmarknad

I föregående avsnitt har översiktligt beskrivits vilka energipolitiska styrmedel som finns tillgängliga. Användandet dessa styrmedel av förutsätter inte någon speciell marknadsform utan de kan i princip utnyttjas på sätt på reformerad elmarknad på dagens samma en som elmarknad. Frågan är dock styrmedlens effektivitet förändras om genom

38 Energipolitik på reformerad elmarknad

en

övergång till reformerad elmarknad. Det är sannolikt att kraven en en på styrmedlens sammansättning och användning ökar.

2.3.1 Administrativa styrmedel och information

Möjligheterna att använda administrativa styrmedel och information kommer inte att påverkas elmarknadsreformen. Däremot kan, som av beskrivs i underlagspromemoria reformering elmarknaden ställa en av krav på hur de tillgängliga styrmedlen utnyttjas. En reformerad nya elmarknad ställer också krav på former information. Möjlignya av heterna till god prisinformation för alla aktörer blir t.ex. avgörande för hur väl den konkurrensutsatta marknaden fungerar. På en konkurrensutsatt marknad, där kunden får ökade möjligheter att välja, blir också ett gott informationsunderlag för kunden ett betydelsefullt styrinstrument.

2.3.2 Ekonomiska styrmedel

Med ekonomiska stynnedel skatter och avgifter utnyttjas priserna som informationsbärare att åtminstone en del av kostnaderna för som genom miljöpåverkan avspeglas i energiprisema. I dag belastar miljöskattema främst de användare är relativt prisokänsliga, dvs. hushållen samt som tjänste- och servicesektom. Den elintensiva industrins krav på internationellt konkurrenskraftiga elpriser begränsar Sveriges möjligheter att utforma kraftigt styrande miljöskatter för elproduktionen åtminstone på kort sikt. Den begränsningen gäller även på reformerad elmarken nad. Det är dock möjligt att dagens styrmedel blir effektivare efter

reformen. På dagens elmarknad har elproducentema och distributörerna en monopolställning inom sina geografiska områden. Skatter och avgifter kan därför övervältras framåt till slutanvändama, dvs. till industrin och hushållen. En miljöavgift är således inte lika verkningsfull som den skulle företagen utsattes för konkurrens, dvs. de hotades av vara om om andra företag hade anpassat sig bättre genom att reducera miljöbesom lastningen. På den reformerade elmarknaden skall produktion och försäljning av ske i konkurrens. Om ett företag höjer priset, kommer kunderna att kunna gå till leverantör, och skatter och avgifter kan därför en annan påverka företagens agerande direkt. Skatterna på exempelvis mer

Energipolitik på en reformerad elmarknad 39

utsläpp kan därmed, om företagen börjar priskonkurrera, få en mer omedelbar effekt jämfört med idag. Förutsättningarna för prissänkningar kan även på kort sikt skapas genom bl.a. bränslebyten och investeringar som ökar bränsleutbytet. Företagen får då lägre produktionskostnader att miljöskatten minskar. Å andra sidan finns genom risken att företagen väljer att inte priskonkurrera för att bl.a. få en stabilare prisutveckling, vilket behandlas i avsnitt 2.5. Sannolikt krävs det i ännu högre grad än i dagens system att energipolitiken är robust och långsiktig på en reformerad elmarknad. Den instabilitet och osäkerhet som har kännetecknat energibeskattningen, med ofta återkommande förändringar av reglerna, skulle på en reformerad elmarknad kunna medföra betydligt högre samhällsekonomiska kostnader. Ett större förlitande på bränslebaserad kraftproduktion och därmed en mer varierad bas för miljörelaterad beskattning ställer en stora krav på förutsägbarhet i skattesystemet. I annat fall kan resultatet bli en högre prisnivå, lägre investeringar och ett större förlitande på äldre anläggningar med sämre miljöprestanda. För att företagen vid rätt tidpunkt skall kunna bygga de kostnadseffektivaste anläggningarna, med hänsyn även till milj ökostnadema, är det nödvändigt att de energipolitiska besluten är långsiktiga och robusta. I samband med de stora investeringsbehov som uppstår vid en kämkraftavveckling måste en lång framförhållning i dessa frågor kunna nås, eftersom omställningen innebär så stora anpassningsproblem för hela ekonomin. Företagen kan möta osäkerhet på olika sätt. Turbulensen när det gäller beskattningen av framför allt kraftvärme har lett till att företagen har investerat i flexibilitet. Många anläggningar kan använda numera flera bränslen och driften optimeras genom att bränslet varieras efter skatteförhållandena. Bränsleprisförändringar spelar därvid också en roll, men med de nivåer på energiskattema som i dag tillämpas för fossila bränslen för värmeproduktion får ändringar i importprisema ett mycket litet genomslag. Att flera bränslen kan användas i kraftvärmeproduktionsanläggningar kan i och för sig ha fördelar vid försörjningskriser. Kostnaderna för ett flexibelt system är emellertid höga. Stabilitet och långsiktighet i energi- och miljöbeskattningen blir än mer betydelsefullt om skatter införs även för elproduktion. Produktion i kondenskraftverk innebär betydligt större investeringar och krav på kontinuerlig drift. Det är såväl tekniskt som ekonomiskt mycket svårt att där ha system som klarar av anpassningar till snabba förändringar.

40 Energipolitik på en reformerad elmarknad

Det internationella beroendet

Möjligheterna att använda ekonomiska styrmedel i energipolitiken begränsas av att vissa verksamheter är utsatta för internationell konkurrens och våra internationella åtaganden inom EU och GATT. av Dessa begränsningar är dock oberoende av om elmarknaden refoimeras eller inte. Om skatter och avgifter på energi är högre i Sverige än i våra konkurrentländer kan konkurrenskraften för i första hand den energiintensiva industrin försämras. Detta har varit motivet till bestämmelserna nedsättningen energiskatten för vissa industribranscher och den om av förändring industrins energibeskattning som skedde år 1993. Skatter av på utsläpp från förbränningsanläggningari Sverige kan i värsta fall leda till att de samlade utsläppen ökar. Detta skulle kunna bli fallet om produktion i Sverige ersätts av produktion med högre utsläpp i något annat land. Motsvarande begränsningar när det gäller möjligheterna att använda ekonomiska styrmedel gäller för elproduktionen, eftersom även den är utsatt för konkurrens från andra länder. Om Sverige ensidigt skulle lägga koldioxidskatter på elproduktionen skulle exempelvis import av från danska kolkondensverk kunna bli billigare än att producera el i svenska kraftvärmeverk, vilket skulle leda till högre koldioxidutsläpp totalt sett. En lösning på detta problem skulle kunna vara att belägga importerad med en skatt. Här uppstår dock problem med att bestämma hur den importerade elen är producerad. Även detta möjligt kan om vore en sådan åtgärd ifrågasättas till följd bl.a. av vårt deltagande i GATT. Detta avtal medger endast att skatter och avgifter belastar importerade produkter om de blir föremål för samma behandling som likartade produkter inhemsk tillverkning. Att differentiera eventuell av en importskatt med avseende på produktionsmetoder är inte tillåtet. Importskatter är inte heller förenligt med EU:s regler om handelshinder. Medlemskapet i EU begränsar i viss mån ytterligare våra möjligheter att använda ekonomiska styrmedel i energipolitiken. Direktivet om

punktskatter på mineraloljor dir 92/81 EEG föreskriver minimiskatte-

satser för vissa mineraloljeprodukter. Skattenedsättning eller skattebefrielse tillåts för vissa särskilt angivna områden, bl.a. elproduktion. Däremot medger inte direktivet en generell tillämpning av skilda skattesatser inom olika områden. Sverige har emellertid p.g.a. vår relativt höga beskattning av fossila bränslen förhandlat sig till rätten att

Energipolitik på en reformerad elmarknad 41

tillämpa lägre nivåer för hela industrin. Vi kan tills vidare även behålla

vårt miljöklassningssystem för dieselolja."

För att kunna lösa miljöproblemen krävs internationellt samarbete, bl.a. när det gäller styrskatter. I Europa har sedan flera är ett arbete bedrivits syftar till att komma överens koldioxidsom om en gemensam skatt. Detta arbete och vissa andra former internationellt samarbete av behandlas i appendix. Diskussioner om s.k. gemensamt genomförande förekommer också

2.3.3 Styrning via de statliga företagen

Som redovisats i ovan finns möjligheter för staten att utöva sitt ägarinflytande över Vattenfall även efter bolagiseringen. Om riksdagen

beslutar om en kärnkraftsavveckling, och de ersåttningsinvesteringar

om och den anpassning i övrigt krävs skulle utebli eller komma som för sent, kan det uppfattas nödvändigt att utnyttja Vattenfall AB för som att åstadkomma ersättningsinvesteringar. Vattenfall skulle i sådan situation kunna åläggas att investera för en att öka sin marknadsandel, i den mån de andra kraftföretagen medvetet eller omedvetet dröjer med sina investeringar. På såväl reformerad en elmarknad som med dagens system skulle Vattenfall AB därmed komma att bli ännu större på den svenska marknaden, varvid konkurrensen skulle reduceras. Ett problem med dagens ellagstittning är att Vattenfall skulle få svårare att leverera direkt till elkonsumenter inom de andra krafttöretagens leveransområden, vilket kan leda till situation med kraftiga en variationer i elpriser mellan olika regioneri Sverige. Om lagstiftningen ändras så att näten öppnas minskar risken för sådana prisskillnader. Det bör kraftigt betonas att det oavsett marknadsstruktur är de inblandade företagen skall för att nödvändig produktion som svara erhålls jfr. 1991 års energipolitiska beslut. Om de övriga krafttöretagen och elkonsumentema skulle få uppfattningen att Vattenfall förväntas att bygga subventionerad produktionskapacitet eller på annat

" EU, EES och miljon sou 1994:7.

n Gemensamt genomförande innebar bilateralt eller multilateralt ett avtal i vilket länder med höga kostnader för åtgärder mot utsläpp investerar i lágkostnadslander och i gengäld erhåller någon form kreditering att av kvitta mot egna utsläpp. Se betänkandet Gemensamt genomförande SOU 1994:140.

42 Energipolitik på en reformerad elmarknad

sätt agera så att de andra företagens konkurrenskraft försämras, kommer tilltron till en balanserad kämkraftavveckling där olika elföretag kan fortleva att undermineras eller kraftigt försvåras. Om statsmakterna är oklara på denna punkt finns således en risk för att övriga kraftföretag blir alltför försiktiga i sina investeringar, och att Vattenfall av den orsaken kommer att öka sin marknadsandel ytterligare.

2.3.4 Teknikutveckling på en reformerad elmarknad

Ett framgångsrikt statligt stöd till forskning och utveckling förutsätter samverkan mellan företagen och statens forskningsorgan. Denna samverkan måste skräddarsys efter marknadens struktur, fri men en elmarknad torde inte försvåra detta. Exempel finns på andra produktområden som är utsatta för konkurrens, t.ex. informationsteknologin och läkemedelsindustrin, där det har skett framgångsrika forsknings- och utvecklingsinsatser i samverkan mellan staten och företagen. En skillnad mellan den nuvarande och den reformerade elmarknaden är att kraftföretagen i dag i praktiken är förvissade om att få sina kostnader täckta, vilket också innefattar kostnaderna för forskning och teknikutveckling. Frågan är om det kan finnas en risk för att kraftföretagen på en reformerad elmarknad skulle mattas i sitt intresse för de långsiktiga utvecklingsfrågoma. Mycket lite av den nya teknik som kommer till användning i kraftindustrin utvecklas dock där. Teknikutvecklingen skeri företag som agerar i konkurrens på de internationella marknaderna leverantörer som av exempelvis pannor och turbiner. Det gäller snarast för kraftindustrin att ha en förmåga att ta till sig ny och ändamålsenlig teknik, när det är dags att investera. Detta kräver att de stora kraftföretagen aktivt engagerar sig i kvalificerad forskning och teknikutveckling, antingen själva eller i samverkan. Ett sådant samarbete finns i dag inom såväl värme- som elsektom. Det är rimligt att staten ser över hur det statliga stödet till forskning och utveckling skall utformas för att underlätta sådan samverkan. De s.k. branschforskningsprogram i dag som finansieras gemensamt av staten och kraftindustrin är modell en som passar också för konkurrensutsatta branscher. Det finns t.ex. ett motsvarande program för pappers- och massaindustrin. Det bör påpekas att även i dessa frågor bör såväl EU:s statsstödsregler som konkurrenslagens regler om konkurrensbegränsande samarbete beaktas. Vad gäller forskning och utveckling kan dock

Energipolitik på en reformerad elmarknad 43

nämnas att regeringen för vissa kategorier samarbeten beslutat av om generella undantag från konkurrenslagens förbud mot konkurrensbegränsande avtal. Ett de s.k. gruppundantagen avtal av avser om forskning och utveckling. Avtal uppfyller särskilt angivna som förutsättningar för gruppundantag behöver inte anmälas till Konkurrensverket. Flera betydelsefulla teknikgenombrott har skett inom den industri som levererar utrustning efter beställningar från och i samarbete med kraftindustrin. Samarbetet mellan Vattenfall och ASEA tekniken för om att överföra kraft över långa sträckor är ett exempel på detta. Farhågor förekommer, både när det gäller Vattenfall AB och t.ex. Telia, att denna typ av samarbete inte skulle vara möjlig på reformerad marknad. en Den förmåga till långsiktighet och till stora avsättningar av resurser som fanns inom företagen på den reglerade marknaden kan eventuellt behöva kompenseras. Det saknas i dag tillräcklig kunskap dessa om processer. Förutsättningarna för den typ riktade beställningar legat till av som grund för ovan nämnda utvecklingsarbete torde dock i viss utsträckning ha förändrats de krav lagen 1992:1528 offentlig genom nya som om upphandling LOU ställer. En av fördelarna med en reformering elmarknaden är att den av skapar vissa möjligheter för konsumenterna att välja mellan från olika kraftslag. Ett växande miljöintresse kan leda till ökad efterfrågan på förnybara energikällor. En sådan utveckling bör stimulera kraftföretag och utrustningstillverkare att intensifiera sina ansträngningar att utveckla miljöacceptabla produktionsmetoder.

2.4 Energihushållning på en reformerad

elmarknad

Staten utnyttjar flera olika typer styrmedel för att stimulera till av effektivare energianvändning. Exempelvis beskattas energikonsumtion relativt hårt jämfört med konsumtion av andra Så beskrevs varor. som i avsnitt 2.2.4. avsätter staten också medel för att informera elkonsumentema om möjligheterna till effektivare energianvändning. Staten bidrar även till att utveckla energieffektiv teknik. I tidigare energihushållningsprogram har staten även stött olika typer energihushållav ningsåtgärder, t.ex. tätning och tilläggsisolering bostäder. De av ovan nämnda styrmedlen kan användas oberoende hur elmarknaden är av organiserad. Under de senaste åren har också begreppen "Least cost planning" och "balansprincip" diskuterats flitigt i Sverige. I 1991 års energipolitiska beslut uttrycks den s.k. balansprincipen så att investe-

44 Energipolitik på reformerad elmarknad

en

ringar i effektivisering bör genomföras så länge kostnaderna per kWh inte överstiger kostnaderna för produktion. ny Balansprincipen utvecklades ursprungligen i U.S.A, där elmarknaderna ofta kännetecknas av bristande konkurrens och regleringar. Amerikanska kraftföretag kan inom ramen för sina koncessioner åläggas att erbjuda abonnentema kostnadseffektiva lösningar på deras behov av eltjänster. I de fall det är billigare att vidta åtgärd hos användaren är en elleverantören skyldig att på marknadsmässiga villkor bistå abonnenten. Det kan t.ex. gälla investeringar i ny, mer energisnål teknik, som amorteras genom debitering från energibolaget. Systemet har funnits i 15 år i vissa delstater. ca En tillämpning av det amerikanska systemet för "least cost planning" förutsätter att företagen är vertikalt integrerade. Det har från statsmakterna inte bedömts vara aktuellt att införa liknande regler i Sverige. I proposition 1992/93: 100 bil. 689 står: 13, s.

En avreglerad elmarknad med utvecklad konkurrens bidrar till ett effektivare resursutnyttjande för alla marknadens aktörer. Några formella regler om att tillämpa balansprincipen bör införas. Balansprincipen kan dock i del fall vägledande när det gäller en vara insatser på effektiviseringsområdet.

Vidare framhålls:

sättning för att ökad effektivitet skall uppnås i energianvändningen. Priset är ett viktigt styrmedel för marknadens aktörer. Den avreglering som nu förestår den svenska elmarknaden kommer ytterligare stärka prisbildningens roll som informationssystem. De informationsinsatser görs inom för energihushållningssom ramen programmet utgör ett komplement till marknaden när det gäller att åstadkomma ett ökat energisparande. Spridningen av information kan bidra till att energianvändamas kunskap och beslutsunderlag förbättras.

Det skulle på en reformerad marknad vara möjligt att knyta vissa uppgifter på effektiviseringsområdet till nätföretagen. I Norge, som har ellagstiftning som liknar den vilande svenska ellagen, krävs det att en nätföretagen skall tillhandahålla rådgivning och information. Kostnaderna för denna verksamhet får nätföretagen täcka genom avgifter.

Energipolitik på en reformerad elmarknad 45

På den reform erade elm arknaden kommer kraftbolag och återförsälj are av att verka närmare kunderna och det är tänkbart att olika former av energitjänster kommer att erbjudas ett konkurrensmedel. Nya som aktörer kommer också att etablera sig, exempelvis återförsäljare av med specialkompetens, som kan erbjuda sig att ta hand kundernas om ändamål med elanvändning. Dessa företag kan exempelvis för ett fast pris se till att kundernas önskemål tillgodoses, och då med lämplig en balans mellan åtgärder hos kunden och tillförsel energi. Aktörer av som inte har till huvuduppgift att producera och sälja elektricitet kan många gånger lättare klara denna uppgift. Elkonsumentema kanske också upplever sådana specialisttöretag som mer trovärdigt än om en elproducent erbjuder motsvarande tjänster. På dagens elmarknad är det svårt för denna typ företag att etablera sig. av

2.5 för

Förutsättningarna en fungerande

konkurrens

Elprisets utveckling fråga varit central i diskussionen är en som om elm arknadens spelregler. Ett vägval finns mellan den marknadsform som diskuterades av utredningen EL 90 SOU 1990:21, dvs. att politikerna styr utvecklingen via Vattenfall, som i så fall tillåts bli helt dominerande, och den nu vilande elmarknadsreformen där konkurrensen är tänkt att på ett enklare sätt låga kostnader och priser. Det bör påpekas att ge när EL 90-utredningen kom var Vattenfall fortfarande ett affärsdrivande verk med en taxesättning som i praktiken underställd riksdagen. var Dagens situation är förändrad, vilket redovisas i underlagspromemoria avsnitt Det finns i dag en viss överkapacitet i kraftsystemet, vilket inte i tillräcklig omfattning avspeglas i elprisema. En ökad konkurrens på marknaden skulle också kunna medföra att det utrymme finns att som ytterligare effektivisera elproduktionen och överföringssystemet tas tillvara. Den stora samhällsekonomiska fördelen med elmarknadsreformen förväntas uppstå i samband med investeringar i produknya tionsanläggningar. Kostnaderna för dessa kan komma att reduceras när företagen inte längre har leveransmonopol. Stora förhoppningar knyts således till elmarknadsrefonnen, som under vissa betingelser skulle kunna ge lägre priser på både kort och lång sikt, och därmed underlätta de köpande företagens konkurrensförmåga, bl.a. på de internationella marknaderna. Den svenska elmarknaden kännetecknas hög koncentration på av en

46 Energipolitik på en reformerad elmarknad

produktionssidan. Om det inte uppstår en aktiv konkurrens på

marknaden kan reformeringen därför ge upphov till högre priser genom att de stora aktörerna då kan styra prisnivån till sin förmån. Det egen förekommer även farhågor om att marknadspriset skulle kunna bli instabilt. Prisnivån på den tillfälliga handeln kommer troligen att variera kraftigt över tiden. Det visar inte minst erfarenheterna från Norge. I situationer med gott om pressas priserna ner mot kraftföretagens rörliga produktionskostnader, medan en period när det är ont om innebär höga priser. Ett stort kraftföretag skulle sannolikt också periodvis ha möjlighet att påverka priset på tillfällig kraft att dra genom undan sitt utbud från marknaden eller bjuda ut stora volymer till låga priser. För elkonsumentema och elproducentema år dessa variationer emellertid av en begränsad ekonomisk betydelse. Det är också svårt att se att det nämnda företaget skulle göra några vinster genom ett sådant beteende. Både de köpande och säljande företagen på elmarknaden har ett gemensamt intresse av stabilitet. Processindustrin kan inte bygga sin elförsörjning på tillfälliga leveranser, som beslutas dag för dag, och kraftföretagen med sina stora produktionsanläggningar eftersträvar också säkerhet om de framtida avsättningsmöjlighetema och betalningsströmmar-na. Längre kontrakt kommer därför att dominera i handeln. Om det ändå skulle visa sig att ett eller flera av kraftföretagen faktiskt utnyttjar sin marknadsmakt på ett otillbörligt sätt finns det genom konkurrenslagstiftningen möjligheter för staten att påverka utvecklingen i mer konsumentvänlig riktning. Med den nya konkurrenslagen har den konkurrensövervakande myndigheten betydligt större möjligheter att främja konkurrensen än tidigare. Lagen har delvis blivit testad under 1994 genom att ett par elmarknadsrelaterade frågor har behandlats, bl.a. producentemas produktionssamarbete och det gamla stamnätsavtalet mellan staten och de större icke-statliga kraftföretagen. Med reservation för resultaten av pågående domstolsprövningar i dessa ärenden indikerar utfallen i konkurrensverkets prövningar att konkurrenslagstiftningen kommer att ha stor inverkan på utvecklingen. Affärsverket svenska kraftnät har ett speciellt ansvar att verka för ökad konkurrens mellan kraftföretagen. Detta kan verket göra genom att t.ex. underlätta handel över gränserna. Det kan också göras att genom

13 Den ökade vertikala integrationen på marknaden behandlas i underlagspromemoria

Energipolitik på en reformerad elmarknad 47

villkor for balanstjänst m.m. utformas på ett sätt som underlättar för

mindre aktörer att agera på marknaden se vidare underlagspromemoria

3. Svenska kraftnät är också engagerade i att organisera den tillfälliga handeln med kraft inom Sverige och mellan de nordiska länderna. En organiserad handelsplats för tillfällig handel innebär stora fördelar for samtliga aktörer på elmarknaden, men speciellt for de mindre producentema och for elköpama.

Färsörjningstrygghet 49

3 Försörjningstrygghet

En mycket väsentlig fråga är hur elmarknadsreformen skulle påverka investeringsverksamheten i elsektom, och vilka konsekvenser eventuella förändringar i detta avseende kan få för upprätthållandet av försörjningstryggheten i det svenska elsystemet. I underlagspromemoria 2 har frågan delvis behandlats. Där betonades bl.a. vikten av stabila planeringsforutsättningar för att producenter, kunder m.fl. skall våga genomföra långsiktiga investeringar. I denna promemoria fördjupas diskussionen genom en analys av hur elmarknadsreformen beräknas påverka leveranssäkerheten, investeringsviljan och den långsiktiga försörjningstryggheten. Därvid diskuteras också om investeringsinriktningen kan förväntas att ändras med det nya regelverket för elmarknaden. Hur försörjningstryggheten påverkas av nya utlandsförbindelser och av utrikeshandel med behandlas i underlagspromemoria

3.1 Begreppet försörjningstrygghet

Begreppet försörjningstrygghet är mångfacetterat. Tryggheten i elförsörjningen beror till viss del på risken för elavbrott eller fysisk ransonering. Denna aspekt på försörjningstryggheten behandlas nedan under benämningen leveranssäkerhet. Det räcker dock inte med att leveranssäkerheten i teknisk bemärkelse är god. Förutom genom tekniska minimikrav på överföringsnät och övriga anläggningar kan problem i detta avseende, om inte på annat sätt, i allmänhet klaras genom att elpriset höjs så att efterfrågan på reduceras. I begreppet försörjningstrygghet ligger vanligen också att priset på inte skall bli så högt att det allvarligt hotar konkurrenskraften för svensk industri eller leder till kraftigt höjda levnadskostnader för svenska hushåll. Denna aspekt betonas starkt i 1991 års energipolitiska riktlinjer. Energipolitikens mål år att på kort och lång sikt trygga tillgången på och annan energi på med omvärlden konkurrenskraftiga villkor. I avsnitten 3.2 3.6 nedan behandlas forsörjningstryggheten ur båda de nämnda perspektiven. Därutöver brukar man också med försörjnings-

50 F örsörjningstrygghet SOU 1995: 1 4

trygghet avse elförsörjningens uthållighet vid avspärming och låga känslighet för störning vid kris och krig. Denna fråga behandlas för närvarande av en särskild utredning, Ellagstiftningsutredningen N 1992:04. Utredningen skall senast den 28 februari 1995 redovisa hur elberedskapen bör hanteras i samband med den vilande ellagstiftningen.

Leveranssäkerhet

Leveranssäkerheten för elkund beror på säkerheten i hela leveransen kedjan från kraftstation till kundens anslutningspunkt. Avbrott i elleveransema är oftast kortvariga, från minuter till några timmar, och uppstår vanligen till följd något tekniskt fel i överforingssystemet. av I näten för de lägre spänningama beror avbrottsfrekvensen i hög grad på om kunden finns i tätort eller på landsbygd, eftersom många fel drabbar luftledningar i samband med åska, storm eller snöfall. Stamnätets ledningar och skyddssystem är byggda så att de i allmänhet endast påverkas av åska eller nedisning och efter åska mycket snabbt kan kopplas in igen. Detta nät är ett hopmaskat system, och är så dimensionerat att enstaka fel inte leder till leveransavbrott. Produktionsanläggningarna och stamnätet är orsak till mycket liten del en av en elabonnents avbrottstid, men om ett större fel inträffar där kan detta leda till geografiskt mycket omfattande avbrott. Det mest omfattande elavbrottet i Sverige sedan år 1955 inträffade den 27 december 1983, då två tredjedelar alla abonnenter blev utan av upp till några timmar. Efter denna händelse tillsattes Kommissionen om elförsörjningens sårbarhet, som redovisade sitt uppdrag i betänkandet Säker elförsöijning SOU 1984:69. Där gjordes ingen särskild bedömning av vad som ur samhällets synvinkel skulle betraktas som lämplig leveranssäkerhetsnivå, utan det noterades att den nivå då som fanns var acceptabel och inte behövde höjas. Däremot utfärdades ett antal rekommendationer om bl.a. olika åtgärder elkundema borde som företa för att reducera verkningarna ett elavbrott. av I betänkandet redovisades driftstömingsstatistik från Vattenfall, som då var ansvarigt för stamnätet. En störning berör stor del som en av landet uppskattades kunna inträffa gång på 20-50 år och regional en en störning 0,5-2 gånger per år. En annan form av leveransinskränkningar kan bero på otillräcklig kapacitet i produktionssystemet. Man talar här dels brist på energi om t.ex. under ett torrår med låg vattenkraftsproduktion, dels brist på

F ärsörjningstrygghet 51

effekt dvs. att elbehovet under förbrukningstopp inte kan tillen godoses. Till skillnad från de avbrott uppstår momentant till följd som av ett tekniskt fel i överföringssystemet kan kapacitetsbrister förutses längre eller kortare tid i förväg, och elabonnentema kan förvarnas om en väntad bristsituation. Senast det förelåg elbrist med ransonering var vintern 1969/70. Orsaken kombination låg vattentillrinning två var en av år i rad, mycket kall vinter med hög elförbrukning och fel på en ett par värmekraftstationer. Att det ibland inträffar ransoneringssituationer behöver inte betyda att systemet är underdimensionerat. I de dimensioneringskriterier som kraftföretagen tillämpar accepterar risk man en motsvarande en ransonering på 30 år. Det är inte ekonomiskt motiverat att bygga ut kapaciteten i sådan omfattning att leveranserna alltid kan garanteras. I det svenska kraftsystemet, med en stor andel vattenkraft, är risken för effektbrist ännu lägre än för energibrist, eftersom de produktionsutbyggnader som har gjorts för att begränsa risken för energibrist också har givit en god effekttillgång.

I en rapport från UNIPEDE International Union of Producers and

Distributors of Electrical Energy presenteras leveransstatistik för perioden 1982-91 från ett tjugotal, huvudsakligen västeuropeiska länder Uppgifterna redovisades i form genomsnittliga avbrottstider. av För det svenska elsystemet den genomsnittliga avbrottstiden 11 var ca minuter per år, medan genomsnittet för samtliga länder uppgick till 20 minuter per år. I de svenska uppgifterna ingår den nämnda ovan storstömingen i december 1983 orsakade än hälften den som mer av angivna avbrottstiden, och svarade för dominerande del de som en av avbrott som stamnätet orsakade under perioden.

En tryggad elförsörjning

Svenska hushåll och företag har traditionellt haft god tillgång på en till jämfört med omvärlden låga priser. De svenska naturtillgångama i form av bl.a. vattenkraft, skog och jämmalm ursprungligen gav möjligheter att bygga upp både förhållandevis billig elproduktion och en en på råvarorna baserad, ofta elintensiv industri. Svensk industri har under lång tid haft en komparativ fördel i tillgången till på konkurrenskraftiga villkor. En tryggad energiförsörjning förutsättning för ses som en en utvecklad industrination. Energipolitiken är stor betydelse för av en

1 Quality of Supply from Electric Power Systems, Paris UNIPEDE, 1993.

52 F örsörjningstrygghet

hållbar ekonomisk tillväxt. Av den anledningen har en myndighet särskilt ansvar på det energipolitiska området. Den svenska vattenkraften, grunden för landets elektriñesom var ring, är numera i stort sett utbyggd. Ny elproduktion kan inte beräknas att tillkomma till lika låga priser som hittills. De investeringar som blir nödvändiga för att upprätthålla elsystemets leveransförmåga under en omställning energisystemet kan beräknas att ske i dyrare kraftslag. av Det är i detta sammanhang väsentligt att elsystemet utformas och dimensioneras så att de samhällsekonomiska kostnaderna för elsystemet blir så låga som möjligt. Ett viktigt krav i sammanhanget är att utvecklingen fortgår utan så tvära och kraftiga prisförändringar att elkundemas möjligheter att planera for framtiden omöjliggörs. I 1991 års energipolitiska riktlinjer betonas detta:

En säker tillgång på till ett rimligt pris är en viktig förutsättning för den svenska industrins internationella konkurrenskraft. Energipolitiken skall utformas så att denna förutsättning bevaras. Särskilt för den elintensiva industrin som omfattar viktiga basnäringar som pappersindustrin, gruvindustrin och stålindustrin är detta ett grundläggande krav. Det är därför nödvändigt att det finns tillräcklig kapacitet i elproduktionen och att priset på sätts efter marknadens villkor.

I tryggad elförsörjning ligger således att det legala regelverket för en produktion och överföring är sådant att kundernas behov av av tillgodoses på ett kostnadseffektivt sätt till stabila och rimliga priser. I det sammanhanget blir lagstiftningens konsekvenser för investeringsverksamheten särskilt stor betydelse. Betydelsefulla frågor är om av kraftproduktion kan tillkomma i tillräcklig omfattning för att ny tillgodose behovet el, och den kan byggas ut utan allt för stora av om pristluktuationer. I försörjningstiyggheten ligger också att elförsörjningssystemet skall uthålligt och robust i det längre tidsperspektivet. Därför skall vara elförsörjningen uppfylla viktiga miljö- och säkerhetskrav. I de energipolitiska riktlinjerna sammanfattas detta i följande meningar: "Landets elförsörjning skall tryggas ett energisystem i största möjliga genom som utsträckning grundas på varaktiga, helst inhemska och förnybara energikällor samt effektiv energihushållning. Stränga krav skall en ställas på säkerhet och miljön vid användningen och omsorg om utformningen av all energiteknik."

i

i

i

Färsärjningstrygghet 53

i

En viktig fråga i detta sammanhang är vilka långsiktiga försörjningsfrågor som bör ligga i myndighetsansvaret på energiområdet. Den berörs också i de följande avsnitten.

3.2 Ansvaret för

försörjningstryggheten

Myndighetsansvaret hittills

Dåvarande Statens energiverk hade t.o.m. år 1990 ett övergripande ansvar att värna om det s.k. energiintresset, dvs. att samhällets krav på billig och säker energiförsörjning tryggas på ett sätt tillgodoser som högt ställda krav på miljö och säkerhet. Denna uppgift uppfylldes genom utredningar på bl.a. regeringens uppdrag eller på eget initiativ, remisser i energipolitiskt relevanta frågor, olika konsekvensbetyper av dömningar m.m. Verket hade dessutom det operativa ansvaret för flertalet av de energipolitiska Statens energiverk hade programmen. också myndighetsuppgifter som koncessionsgivning för elektriska ledningar, föreskrifter om elsäkerhet, tillsyn enligt starkströmsförordningen och ansvaret för energiberedskapen. Statens energiverks uppgifter fördes till NUTEK år 1991. Elsäkerhetsuppgiftema överfördes år 1993 till det nybildade Elsäkerhetsverket. Den l juli 1994 fick NUTEK ytterligare myndighetsuppgifter på elmarknaden i och med att den s.k. nätmyndigheten förlades till NUTEK. Av NUTEK:s instruktion framgår att verket har ett övergripande ansvar för ställningen energisystemet. NUTEK har också om av ett övergripande ansvar att väma om näringslivets utveckling. Eftersom energiförsöijningen och särskilt försöijningen med elenergi har stor betydelse för utvecklingen svensk industri arbetar NUTEK för båda av dessa intressen. Statens naturvårdsverk har ett övergripande för kraftansvar systemets påverkan på miljön, medan Statens kämkraftinspektion har ansvaret för kämkraftverkens säkerhet. Tidigare hade Statens vattenfallsverk och övriga större kraftproducenter tagit på sig ansvaret för elsystemets drift och säkerhet, vilket reglerades i ett antal fonnella och informella överenskommelser. Före den l januari 1992 reglerades kraftföretagens samarbete i huvudsak genom två avtal, stamnätsavtalet och samkörningsavtalet. Statens Vattenfallsverk part i båda avtalen. var Genom samkörningsavtalet reglerades samarbetet avseende leveranssäkerhet och produktionsoptimering. Som grundläggande krav på de

54 F örsödningstrygghet

deltagande företagen tillfredsställande leveranssäkerhet i

angavs en

huvudsak kraftproduktion eller långfristiga avtal samt

genom egen möjlighet att snabbt styra produktionen Avtalet fastställde också principerna för utbyte tillfällig kraft mellan parterna. Vidare förband av sig företagen att hjälpa varandra vid kraftbrist och att delta i frekvensregleringen. Av avtalet mellan kraftproducentema framgick vidare att Statens vattenfallsverk hade det yttersta ansvaret för landets kortsiktiga elbalans. Genom stamnätsavtalet reglerades de tekniska och ekonomiska villkoren för kraftföretagens elöverföring på stamnätet. Förutom avgiftsstrukturen för olika typer abonnemang innehöll avtalet m.m. av bl.a. särskilda villkor för tillgång till nätet, t.ex. krav på reservkapacitet i produktion. I samband med bolagiseringen Statens vattenfallsverk den av l januari 1992 överfördes verkets få specifika myndighetsuppgifter, ansvaret för elberedskapen och samordningen forskningen inom av elomrâdet, till NUTEK. Ansvaret för stamnätet och den kortsiktiga

elbalansen lades hos Affärsverket svenska kraftnät Svenska kraftnät.

Myndighetsansvar på den reformerade elmarknaden

Svenska kraftnät har i dag ansvaret för att det svenska stamnätet

överföringsförbindelsema på spänningsnivåerna 220 och 400 kV

utvecklas och drivs effektivt. Svenska kraftnät har också ansvaret för den kortsiktiga elbalansen, dvs. för att frekvensen inte varierar på ett otillfredsställande sätt på det svenska elnätet. Myndighetsansvaret för att det nationella elnätet utvecklas och drivs effektivt och för att effektivitetsvinstema kommer elkonsumentema till del skall enligt den vilande lagstiftningen ligga hos den s.k. nätmyndigheten, NUTEK. Ansvarsförhållandena är således väl definierade när det gäller tillsynen nätverksamhet och nätstabiliteten. När det gäller elsystemets av långsiktiga utveckling vad leveransförmåga och prisutveckling är avser myndighetsansvaret mer komplext. I princip sätter samhället ramarna för de enskilda aktörernas verksamhet inom elsektorn. Det sker exempelvis säkerhetskrav genom på kärnkraftverk, miljökrav, miljöskatter, Myndighetsansvaret för osv. dessa bestämmelser ligger hos Statens kärnkraftinspektion, Naturvårdsverket, Riksskatteverket m.fl. NUTEK har i egenskap av energiansvarig

F örsärjningstrygghet 55

myndighet ett samordningsansvar och skall företräda det s.k. energiintresset gentemot andra intressen. Samhället har också det övergripande för konkurrensen ansvaret att på den svenska elmarknaden fungerar tillfredsställande mellan svenska företag och mellan svenska och utländska företag. Myndighetsansvaret ligger i första hand hos Konkurrensverket, även andra myndigheter men har uppgifter i syfte att främja konkurrensen. Rollfördelningen på den reformerade elmarknaden innebär att ansvaret för elproduktionssystemets tillräcklighet kommer ligga i att producentemas affärsmässiga gentemot sina kunder. Den ansvar planering som hittills har skett i samverkan mellan kraftföretagen kommer således inom det regelverkets ramar stället ske nya att genom uppgörelser mellan producentema och deras kunder. Konsekvenserna att denna viktiga förändring behandlas närmare i de följande avsnitten.

3.3 Investeringsverksamheten på

elmarknaden

Dagens företagsstruktur inom elproduktionen har till del historiska stor orsaker. Tidigt uppfördes kraftverk med varierande ägarintressen statliga, kommunala och privata för lokala behov. Ett antal - stort företag växte på så sätt vissa expanderade och efterhand kom upp, varav att svara för en allt större del elproduktionen. av Under de senaste årtiondena har koncentrationen ägandet fortsatt. av Det är främst industriföretag tidigare bedrev kraftverksrörelse vid som sidan av den huvudsakliga sysselsättningen, har lämnat som nu elsektom. Listan på sådana industriföretag är lång: Avesta, SKF, Sandvik, Korsnäs, Gränges Electrolux, SCA, Uddeholm, Billerud m.fl. Köpare har i dessa fall varit Sydkraft, Gullspång, Stockholm Energi och Vattenfall. På så sätt har det vuxit fram ett fåtal större renodlade kraftföretag. Med den gällande ellagen är det omöjligt kraftföretag att starta nya om man inte redan har en eldistributionsrörelse där produktionen kan avsättas. Visserligen finns det inte, i många andra länder, någon som speciell lagstiftning förhindrar att aktörer bygger kraftverk. som nya Genom koncessionssystemet har dock de etablerade producentemaoch distributörerna möjlighet att hindra nytillkommen producent sälja en att elen. Vissa kommuner har byggt kraftföretag efter från upp egna att början bara sysslat med distribution. I samtliga fall har det varit fråga om kommuner byggt kraftvärmeverk för både el- och som värmeproduktion i samband med utbyggnad fjärrvärme. av

56 F örsörjningsttygghet

Den övervägande delen elproduktionen är därför idag konav centrerad till fåtal företag, även det totalt finns ett hundratal ett om producenter. De största företagen och deras andel produktionen år av 1993 var:

Aktuell utbyggnadsnivå

Leveransförmågan i det svenska elsystemet uppgår i dag till ca 150

TWh år vid normal vattentillrinning. Huvuddelen av produktion-

per och kärnkraftverk 63,5 respektive 72

stillgångama är vatten- ca

TWh/år. De övriga produktionstillgångama fördelar sig på kraftvärme

TWh/år, industriellt mottryck 4,5 TWh/âr, kondenskraft ca ca 5,5 ca

25 TWh/år, gasturbiner upp till 5 TWh/år och vindkraft ca 0,02

TWh/år: Den uppräknade produktionsformågan uppgår sammanlagt till ca

175 TWh år. Med hänsyn till elförbrukningens variationer över året per till risken för tonår och haverier beräknas den samlade leveranssamt formågan, dvs. systemets förmåga att tillgodose den svenska elförbrukningen enligt de kriterier tillämpas avseende risk för energi- och som effektbrist, 150 TWh år. Till detta skall läggas möjligatt vara ca per heterna importera el. Vid normala år kan maximal nettoimport att som påräknas 10 TWh. Vid torrår i hela Norden minskar emellertid ca möjligheterna till nettoimport av den omfattningen avsevärt. Beträffande effektsituationen är marginalen lika god som energi-

marginalen. Den totala elförbrukningen, inklusive överföringsförluster och

2 Uppgifter från Svenska Kraftverksföreningen.

.i S0 U 1995: 14 F örsärjningstrygghet 5 7

leveranser till avkopplingsbara elpannor, 140 TWh år var 1994. Undantas elleveransema till elpannoma förbrukningen 135 TWh. var Skillnaden mellan maximal möjlig tillförsel till av det svenska

systemet, ca 160 TWh per år, och dagens elförbrukning exklusive

avkopplingsbara elpannor, 135 TWh, är 25 TWh. Denna skillnad ca ca utgörs till stor del elproduktion i kondens- och gasturbinverk av som

inte är avsedda att användas annat än kortvarigt och under särskilda omständigheter. Om denna produktionskapacitet utnyttjades fullt

ut

skulle koldioxidutsläppen öka med 8 miljoner

upp emot ton per år i Sverige och med ytterligare kanske 4 miljoner utomlands. ton Kapacitetsöverskottet är inte jämnt fördelat mellan företagen utan

finns främst hos Vattenfall. Det beror både på kraftanskafñiing och på

att företagets marknadsandel minskat under de åren senaste genom att vissa distributörer fått möjlighet att byta inköpskälla någon trots att ny lagstiftning ännu införts. Dagens situation, kännetecknas viss överkapacitet, kommer som av

sannolikt inte att bestå. Elförbrukningen ökar, i långsam

om än takt, samtidigt vissa äldre värmekraftverk bl.a. gasturbiner kommer som att läggas ned. Även avtalen import från Norge om upphör inom några år.

Utbyggnadsplaneringen

I takt med att elnäten byggdes ut kopplades produktionsanläggningar

ihop till ett landsomfattande kraftsystem. Kraftföretagen började på ett tidigt stadium att samarbeta vid driften för därigenom av systemet att sänka kostnaderna. Ett regelstyrt samarbete uppstod de när större kraftföretagen för 30 år sedan träffade ett samkömingsavca gemensamt tal, vilket innehöll villkor för kraftutbyten och deras prissättning samt regler om ömsesidig hjälp vid bristsituationer. För få tillträde till det att organiserade sam arbetet måste företaget uppfylla vissa minimivillkor när det gällde leveranssäkerhet och företagsstorlek. Avtalet omarbetades till den l januari 1992 och samarbetet har därefter benämnts

produktionsop-

timeringen med i allt väsentligt oförändrade villkor. I samarbetet ingår ett tiotal företag för över 90 % landets som svarar av produktion. Leveranssäkerhetskraven på varje deltagare har varit dels krav ett med avseende på effekt, dels ett krav med avseende på energi. Risken för energibrist får inte överstiga 3 % och risken för effektbrist inte 0,1 %. Detta kan beskrivas att energibrist inte får inträffa som mer än en gång på 30 år och effektbrist inte än 9 timmar år. Kraven mer per

gäller för s.k. primakraftleveranser, vilket innebär hänsyn får till

att tas den eventuella avkopplingsrâtt ett företag kan ha för del sin som en av

58 F örsödningstrygghet

försäljning. Det dock varje enskilt kraftföretag självständigt är som beslutar vilka investeringar skall genomföras. som I verkligheten uppstår ett antal praktiska problem när det gäller att optimalt kraftsystem. Beslut anläggningar måste med uppnå ett om nya hänsyn till erforderlig tid för tillståndsprocess och utbyggnad fattas många år innan anläggningen kan tas i drift. Därför måste beslut om anläggningar baseras på eller andra bedömningar av det nya prognoser framtida elbehovet. Elproducentema måste således, i likhet med många andra företag, bedöma marknadsutvecklingen på 5-10 års sikt. De kan inte heller med

full säkert bedöma sin framtida produktionsförmåga. Detta medför en

risk för såväl över- underutbyggnad elsystemet. Sådana som av situationer har inträffat under den senaste SO-årsperioden och kommer inte heller att kunna undvikas i framtiden. Problemen med finna rätt utbyggnadsnivå för elsystemet var på att

och vis lättare hantera företagsekonomiskt tidigare, när elbehovet

sätt att snabbt. En för tidigt byggd anläggning kunde då vara fullt växte år efter det den tagits i drift. Å motiverad redan något eller några att andra sidan kunde underutbyggnad leda till betydande och långvariga en problem med att bygga ikapp.

3.4 Ansvarsfördelningen på den

nya

elmarknaden

I det svenska elsystemet är många företag verksamma med produktion, överföring och försäljning, och det finns ett stort antal elkunder med olika förbrukning. Inom elsystemet krävs ansvarsfördelning stor en mellan dessa aktörer. I praktiken kan rollerna fördelas mellan dem på olika och den nödvändiga koordineringen systemet kan ske med sätt av olika medel. Den vilande ellagen innebär jämfört med det hittills gällande regelverket ändrad ansvarsfördelning i det svenska en I delar förutsätts verksamheten bedrivas på elsystemet. av systemet kommersiella villkor, medan den i andra delar regleras. För såväl den konkurrensutsatta den reglerade verksamheten anger lagstiftningen som de inom vilka aktörerna kan verksamma. Samtidigt ramar vara preciseras och lagfásts statens främst vad gäller överföring av ansvar, på stamnätet och koordineringen av elbalansen. Det sistnämnda är Svenska kraftnäts och behandlas nedan i ansvar avsnitt 3.4.1. NUTEK har ansvaret för att det finns tillräcklig nät-

SOU 1995: 1 4 F örsörjningstrygghet 59

kapacitet, vilket behandlas i avsnitt 3.4.2. I avsnitt 3.4.3 behandlas relationerna mellan producenter, leverantörer och konsumenter på den nya marknaden.

3.4.1 Systemansvaret

För att koordinera systemet och för elbalans och nätdrift krävs att svara någon har det övergripande ansvaret, systemansvaret. Därmed den avses driftmässiga samordningen alla delsystem, är sammanknutna via av som stamnätet. Från och med den l januari 1995 har Svenska kraftnät detta ansvar. Regeringen har utfärdat närmare föreskrifter Svenska som ger kraftnät, i den utsträckning det behövs for att kunna utöva system ansvaret, befogenhet att beordra elproducenter att öka eller minska produktionen. Regeringen har också utfärdat föreskrifter skyldighet for om elproducenter och elkonsumenter att till Svenska kraftnät in de ge uppgifter om produktion eller konsumtion behövs för att av som systemansvaret skall kunna upprätthållas. Svenska kraftnäts ansvar för balanshållningen innebär att landets totala elproduktion i varje ögonblick skall lika stor den totala vara som elförbrukningen. Balanshållning kallas också frekvensreglering, eftersom det är frekvensen på påverkas nätet som vid obalans. Svenska kraftnät har ett avtal med Vattenfall innebär att som Vattenfall sköter finbalanseringen systemet. För att kunna utnyttja av landets samtliga reglerresurser på ett effektivt sätt är dock avsikten att Svenska kraftnät på sikt skall organisera s.k. balanstjänst. Till en balanstjänsten skall producenter och vissa konsumenter t.ex. de har som avkopplingsbara elpannor löpande bjuda in reglerkapacitet. Dessa reglerresurser disponeras därefter balanstjänsten och utnyttjas för av att momentant upprätthålla balans mellan produktion och konsumtion. De som tillhandahåller reglerkapacitet ersätts på marknadsmässiga villkor. Genom balanstjänsten kan de producenter, återförsäljare eller elkonsumenter tecknar avtal med Svenska kraftnät balanssom ansvariga hantera sina tillfälliga obalanser mellan produktion och försäljning eller mellan konsumtion och inköp. Dessa obalanser beräknas i efterhand när mätinformation och kontraktsinformation har sammanställts av Svenska kraftnät. Den har ett positivt saldo som gentemot Svenska kraftnät ersätts for detta. På motsvarande sätt innebär

ett negativt saldo att den balansansvarige får betala för elförbrukningen

till Svenska kraftnät. För att klara såväl balanshållningen större störningar i produksom

3 l5-O269.Bilaga -

60 F 0 rsörjn ingstrygghet

tionen eller nätdriften krävs tillgång till driftreserver. Normaldriftsskall tillgängliga for frekvensreglering och för att reservema vara hantera prognosavvikelser, medan stömingsreservema skall kunna täcka plötsliga produktionsstömingar eller problem i överlöringsnätet. Dessa är gemensamma för hela det synkront hopkopplade nordiska reserver elsystemet. Inom for sitt systemansvar har Svenska kraftnät ansvaret för ramen frekvensreglering vid såväl normal som störd drift. Det betyder att Svenska kraftnät avtal med producenter kommer att verka för att genom de nödvändiga investeringarna i stömingsreserver genomförs. På grund Sveriges geografiskt centrala läge är det Svenska av

kraftnät tidigare Vattenfall som ansvarar för att samordna rutinerna for

övervakning och planering av de nordiska reservema. Svenska kraftnät planerar att inom kort att teckna avtal med Statnett i Norge om de svenska reservemas omfattning. Prissättningen av balanskraften är viktig för att de balansansvariga skall teckna avtal som motsvarar deras beräknade elkonsumtion eller

elproduktion. Om det fördelaktigt eller lika fördelaktigt att

vore mer köpa kraften från Svenska kraftnät, skulle Svenska kraftnät snart få rollen inköpsorganisation. Svenska kraftnät kan inte heller sätta ett som for högt pris, dvs ett pris är mycket högre än marknadspriset, som eftersom ett sådant pris särskilt missgynnar de köpare och säljare som elproduktionskapacitet. saknar egen Ett väl avvägt pris på balanskraft förutsätter att Svenska kraftnät har god uppfattning om marknadspriset på tillfällig kraft. Ett av motiven en till att Svenska kraftnät har engagerat sig i att skapa en organiserad norsk-svensk handel med tillfällig kraft är att en sådan ger ett gott underlag för prissättning av balanskraft. För att säkerställa att aktörerna har drivkrafter för att teckna korrekta leveransavtal kommer således Svenska kraftnät att prissätta balanskraften så att det aldrig är billigare att köpa balanskraft än att handla kraften till marknadspris.

i

i

F ö rsörjn ingstrygghet 61

i

i

z

3.4.2 Nätägamas och roll ansvar nätmyndighetens

Enligt den vilande ellagstifmingen nätkoncessionshavane nätägare är en skyldig att på skäliga villkor ansluta andras ledningar och anläggningar till sitt nät. Skyldigheten att ansluta gäller emellertid endast nätets om eller ledningens kapacitet är tillräcklig för att anslutning skall kunna ske utan att leveranssäkerheten i nätet riskeras. I samband med att koncessionshavare prövar begäran en en om anslutning skall han ta ställning till nätet har kapacitet att klara de om överföringar som blir möjliga med den begärda anslutningen. När en anslutning väl har accepterats bör det således inte uppstå några kapacitetsproblem till följd anslutningen. De ökade möjligheterna att av fritt välja leverantör och en ökad konkurrens mellan elsäljare bör inte medföra att nya kapacitetsproblem uppstår. De fysiska flödena i av nätet ändras inte att förbrukare byter leverantör. Enbart byte av en av leverantör kan därför normalt inte åberopas skäl för att vägra som överföring. Frågan ledig kapacitet är aktuell främst vid anslutningsom tillfället. I koncessionshavarens skyldighet att ansluta anläggningar till nätet ingår också en skyldighet att förstärka överföringskapaciteten när den år begränsad i förhållande till önskemålen överföring. Också i detta om fall gäller skyldigheten utom när särskilda skäl föreligger. Om det finns särskilda skäl är det nätmyndigheten NUTEK som beviljar undantag från anslutningsskyldigheten. Om kapacitetsbrist anges som skäl för att neka anslutning är det nätägaren har bevisen som bördan. Det år inte endast skyldigheten att ansluta kund skall kunna en som prövas av nätmyndigheten utan också villkoren för anslutning, såsom anslutningsavgiftens storlek eller andra krav nätägaren ställer. som Avsikten är inte, enligt l993/94:l62, att nätågarens anslutningsprop. skyldighet med det nya systemet skall bli begränsad ån med dagens mer system. Det hänvisas i propositionen till att det i dag finns praxis på en

området, och att det inte finns anledning att bedöma anslutningsskyldig-

heten mer restriktivt i framtiden. NUTEK skall också verka för att kvaliten på nåttjänstema är hög. Bland de konkreta åtgärder som myndigheten planerar att vidta kan nämnas:

Vid skälighetsprövningen tariffema kommer stor vikt att läggas - av vid den tekniska standarden på nätet och på leveranskvaliteten. För att en koncessionshavare överhuvudtaget skall kunna få sin koncession förnyad kommer vissa minimikrav att ställas på nätets

62 F örsädningstrygghet SOU 1995: 1 4

standard. Varje nätägare kommer att vara tvungen att redovisa s.k. nyckeltal som bl.a. belyser leveranskvalitén. Olika typer av information och utbildning kommer att riktas till nätägama i syfte att förebygga leveransproblem.

3.5 Kunder och leverantörer

på en

reforrnerad elmarknad

3.5.1 Relationen mellan elleverantör och elklmd

En elkund kommer i framtiden att ha två olika avtal, ett nätanslutningsavtal och ett kraftleveransavtal, i stället för i dag normalt endast ett som avtal. För de mindre elförbrukare som köper från en leveranskoncessionär kommer dock dessa avtal att vara enkla Standardavtal som påminner om dagens abonnemangsavtal med eldistributörema.

Nätanslutningsavtal

Ett av avtalen kommer att gälla nätanslutningen. Som nämnts tidigare uppstår de allra flesta elavbrott till följd av nätstömingar. Det nätavtal som elkonsumenten tecknar med den lokala nätägaren kan antingen vara ett Standardavtal, som för närvarande håller på att utarbetas av branschen, eller ett specialavtal. I ett sådant Standardavtal kommer sannolikt i relativt allmänna ordalag anges vad som är nätägarens ansvar och vad som är elkonsumentens ansvar. Det har hittills inte varit praxis att nätägaren blir ersättningsskyldig vid strömavbrott till följd av nätfel, förutsatt att inte felet orsakats av vårdslöshet från nätägarens sida. I stället kan avtalet reglera nätägarens skyldigheter i sådana fall, exempelvis hur snabbt ett fel skall vara avhjälpt. För elkunder som har större krav pâ leveranssäkerheten finns det däremot anledning att kräva specialvillkor. Sådana villkor kan t.ex. vara extra matningsvägar. Det kan också gälla ekonomisk ersättning vid avbrott. Skäligheten i de nätanslutningsavtal som tecknas med nätägaren kan prövas av NUTEK.

SO U 1995: 14 Färsörjningstrygghet

Kraftleveransavtal

Kraftleveransavtalens utformning kommer sannolikt mycket att vara olika beroende på elkonsumentens förbrukningsstorlek, förbruknings-

mönster samt övriga behov. I det följande beskrivs hur tre olika grupper av elköpare kan förväntas på den reformerade elmarknaden. agera Den första gruppen består elkonsumenter väljer köpa från av som att innehavaren leveranskoncession. En andra innehåller av en grupp större elköpare handlar i konkurrens. Grupp består som tre av stora elköpare, för vilka det är lönsamt att lägga relativt på ner stora resurser elupphandlingen. Grupp Denna innehåller elförbrukare inte finner grupp som det lönsamt att handla i konkurrens utan väljer köpa från innehavaren att av leveranskoncession. Inledningsvis kommer sannolikt flertalet

hushållskunder, bostadsrättsföreningar, mindre näringsidkare m.fl.

att köpa sin på detta sätt. De omfattas då leveranskoncessionärens av

leveransskyldighet och behöver i princip inte teckna något speciellt

kraftleveransavtal. Branschen håller dock på utarbeta Standardavtal att också på detta område, vilket torde medföra de allra flesta att elkonsumenter kommer att erbjudas ett sådant avtal. Dessa Standardavtal kan antas innehålla ungefär rättigheter och skyldigheter för samma parterna som i dag. Det bör dock noteras att inget annat avtalas så om är leverantören skyldig att täcka konsumentens elbehov till 100%. De eventuella leveransstömingar kan uppstå beror då på som överföringssystemet och konsekvenserna skall regleras i kundens

nätanslutningsavtal och inte i kraftleveransavtalet.

För de elkunder väljer att köpa kraft från som leveranskoncessionären enligt Standardavtal kommer således situationen inte att avvika från dagens situation. En viktig skillnad jämfört med i

dag är dock att leveranskoncessionären, ofta i sin

som tur är en stor

elköpare se 3 nedan, kommer ha goda möjligheter

grupp att att konkurrensupphandla kraften.

De elkonsumenter som inte accepterar standardavtalen kommer att ha möjlighet att avtala andra villkor med leveranskoncessionären.

Eftersom leveranskoncessionären riskerar att elkonsumenten väljer en annan leverantör torde möjligheterna att förhandla sig till individuellt anpassade villkor öka jämfört med i dag. Om elkonsument finner de en villkor erbjuds leveranskoncessionären oskäliga, finns som av vara möjligheten att få dem prövade hos NUTEK.

Alla elkonsumenter är anslutna till ett nät omfattas som som av nätkoncession för område kommer omfattas leveransatt av

64 F ärsörjningstrygghet

koncessionärens leveransplikt. Samtidigt har dessa elkonsumenter möjlighet köpa kraften från konkurrerande leverantör, förutsatt att att en

de har erforderlig mätutrustning

Grupp Denna innehåller elkonsumenter som har en grupp tillräckligt elförbrukning för att det skall intressant för dem att stor vara upphandla i konkurrens. Det är emellertid inte enbart förbrukningens storlek kommer att avgöra vilka väljer att lämna som som leveranskoncessionären. På den reformerade elmarknaden kommer det finnas möjligheter för elköpare med många uttagspunkter att att stora samordna inköpen. Exempel på företag med fördel skulle kunna som samordnade inköp är fastighetsförvaltare, butikskedjor och göra tillverkningsforetag med flera anläggningar. Erfarenheterna från Norge visar också bostadsrätts- och villaägareforeningar kan finna former att för att upphandla i konkurrens. elkonsumenter köper i konkurrens måste teckna ett giltigt De som kraftleveranskontrakt. Utan ett sådant avtal är ingen skyldig att leverera Efter viss period giltigt kraftleveransavtal tvingas den el. en utan ett lokala nätägaren att koppla bort kunden från nätet. Normalt räcker det med att elkonsumenten tecknar ett kraftleveransavtal med producent eller återförsäljare. Leverantören en en förbinder sig i ett sådant avtal att leverera all den som elkonsumenten från Den maximala effekten producenten förbinder kan ta ut nätet. som leverera bestäms då kundens abonnerade näteffekt. sig att av Om inget avtalas är leverantören skyldig att leverera upp till annat den avtalade effekten under hela kontraktstiden. Den enda risk som kunden löper leverantören kan hamna på obestånd och av det är att fullgör sina åtaganden. Eftersom kunden normalt betalar i skälet inte efterskott begränsas risken till att han kan tvingas att teckna ett nytt avtal med leverantör, eventuellt till mindre förmånliga villkor. en annan kunden kan ibland minska sitt uttag kan Om acceptera att av speciella återköpsklausuler skrivas in i kraftleveransavtalet. En kund lägre avgift kunna acceptera att reducera sitt maximalt skulle t.ex. mot med 50% under visst antal timmar, förutsatt att han möjliga uttag ett erhåller avtalad förvarning. en På för andra elkonsumenter skall konsekvenserna av samma sätt som

3 krav för kunna byta leverantör kommer att vara att kundens Ett att förbrukning kan registreras timme för timme. Detta kräver i allmänhet en avancerad mätutrustning än den i dag finns installerad. mer som

Försärjningstrygghet 65

eventuella leveransstömingar på överföringssystemet regleras i nät-

anslutningsavtalet och inte i kraftleveransavtalet.

Grupp 3 består industriföretag med stor elförbrukning och

av

återförsäljare av el. Återförsäljama kommer i stor utsträckning att

utgöras av dagens eldistributörer köper för att leverera till som kunderna i sitt område, det kan också tillkomma helt aktörer. men nya Affärsrelationema mellan dessa större kunder och elleverantörema kommer sannolikt att varierande natur. Vissa kunder kommer vara av att prioritera en långsiktigt stabil relation till sin leverantör genom att teckna långa avtal där kanske andra tjänster än elleveranser också ingår. Andra kunder kommer att försöka utnyttja den konkurrensnya situationen så långt möjligt att teckna korta avtal och som genom därigenom spela ut elproducentema mot varandra. Speciellt i en situation med viss överkapacitet i elproduktionen kan det vara en strategi som många företag väljer. Kundernas intresse att teckna långa kontrakt kommer inte av att vara stort när det finns gott och samtidigt tror att den goda om man tillgången kommer att bestå några år. Eventuellt kan producentema då vara beredda att sänka priserna i de långa kontrakten. Om konkurrensen på marknaden fungerar tillfredsställande kommer konsumenterna på kort sikt att kunna förhandla till sig låga elpriser. Den signal elprodusom centema därmed får är att de skall vänta med att genomföra nyinvesteringar. I takt med att utbudsöverskottet minskar ökar kundernas intresse att teckna längre kontrakt. De vill undvika att beroende handla vara av att på korta kontrakt i situationer när de producenter, har att sälja, som kan ta ut höga priser. Eftersom kunderna vill undvika att hamna i beroendeförhållande till några få leverantörer kommer de sannolikt att försäkra sig flera kraftleveranskontrakt med varierande tidslängder. om De kommer också att tidigt försäkra sig långa kontrakt de väntar om om att elbrist hotar. På den reformerade elmarknaden kommer således prisnivån på längre kontrakt att spegla elköpares och elproducenters förväntningar om den framtida tillgången på el. För att kunna utnyttja den reformerade elmarknaden maximalt kommer många de större kunderna att teckna minst två kraftav leveransavtal. Ett avtal tecknas med Svenska kraftnät elkonsusom ger

menten eller återförsäljaren rätt att avräknas mot Svenska kraftnäts

balanstjänst, dvs. rätt att köpa och sälja balanskraft. Ett eller flera avtal

tecknas med producenter eller återförsäljare kraftleveranser. I de

om

senare avtalen kommer inköpsvolymema specificerade till såväl

vara

volym som till leveranstidpunkt. Sådana avtal har fördelen att de kan

återförsäljas. Ett industriföretag som har tecknat ett mycket långt avtal

66 ingstrygghet F örsörjn

med producent skulle därmed kunna tillgodogöra sig värdet av en kontraktet även det behovet av sjunker. För en producent är om egna dessa kontrakt fördelaktiga eftersom producenten slipper volymrisken, dvs. risken att kunden ökar eller minskar sitt uttag av el. Kontrakten har också den fördelen att de skulle kunna omsättas på en organiserad handelsplats. Mycket talar för att kontrakt med specificerad volym och leveranstidpunkt kommer att bli vanliga i framtiden.

3.5.2 Producenternas investeringsbeteende

Ansvaret för att produktionsanläggningar byggs i tillräcklig

nya omfattning kommer också i framtiden att ligga på elproducentema. Ett större än i dag vilar dock på de större elkonsumentema och på ansvar återförsäljare el. Från att tidigare ha "tillhört" en viss kraftproducent av måste de större elköpama i framtiden försäkra sig om att de har kraftleveransavtal. Producenter och återförsäljare har ansvar för att säkra sina leveransåtaganden produktionsresurser eller genom genom egna avtal med andra producenter. Staten har aldrig påtagit sig det direkta ansvaret för elprodukatt nya

tionsanläggningar byggs Tidigare reglerades utbyggnaden genom en

serie avtal mellan de stora producentema. På den elmarknaden sker nya motsvarande reglering i stället frivilliga avtal mellan elproducengenom ter och större elanvändare eller återförsäljare. En avgörande och betydelsefull skillnad mellan de gällande och vilande regelverken för elmarknaden är att försäljningen av med de reglema skall ske i konkurrens. Det kommer att påverka investenya ringsutvecklingen i kraftproduktionen på många sätt. I vissa avseenden kan den investeringssituationen komma att leda till en ökad nya försiktighet att investera i produktion, men det finns också faktorer ny kan stabiliserande eller stimulerande för investeringsverksamsom vara

4 Detta betonades i 1991 års energipolitiska riktlinjer "Det är kraftföretagens uppgift att med utgångspunkt i den statsmakterna fastlagda energipolitiav ken planera och utveckla kraftsystemet så att landets behov av el blir tillgodosett".

SOU 1995: 1 4 F ärsörjningstrygghet

heten

På en öppen elmarknad blir producents försäljningsprognos med en nödvändighet osäker än inom det hittillsvarande Det leder mer systemet.

till en fördrojnings- och försiktighetseffekt i jämförelse med den

reglerade marknaden, vilket kan resultera i senareläggningar av investeringar och till lägre fastkostnadsandel och ökad småskalighet en i investeringarna.

På den reglerade marknaden ligger det ingen risk i bygga att anläggningar med stor andel fast kostnad. Kostnaderna kan föras en vidare till kunderna i företagets avsättningsområde. På den konkur-

rensutsatta marknaden kommer producentema att fokusera på kostnaderna betydligt än i dag, eftersom de inte har absoluta garantier mer för att kraften går att sälja till det pris krävs för investeringen som att skall bli lönsam.

I figur 3.1 illustreras kostnadskarakteristika för tre typer produkav tionsanläggningar. Linjen A i figuren relationen mellan produkanger

tionskostnaden och utnyttjandetiden för baskraftanlâggning,

en t.ex. kärnkraft, som har hög utbyggnadskostnad låg rörlig kostnad. I men en sådan anläggning produceras elen billigast driftstiden är lång. om Den mer brant lutande linjen B visar motsvarande samband för en

toppkraftsanläggning, t.ex. en gasturbin, som har låg fast kostnad

men hög rörlig kostnad. En sådan anläggning bör endast utnyttjas när

elbehovet är störst mindre tid än i figuren eller vid störningar.

som Gasturbiner utgör även vid torrår. Typ C är mellanting en reserv ett

mellan A och B, t.ex. fossilkondensanläggning, och är billigast i

en ett

mellanregister utnyttjandetiden mellan och i figuren.

av

5 Framställningen i detta avsnitt bygger delvis på följande rapporter: Hur kommer en avreglering elmarknaden att påverka investeringarna - av i elproduktionen, Bertil Strindmark och Arne Granholm, Bohlin Strömberg. Elmarknadsreformens inverkan på investeringar i och befintlig - ny elkraftproduktion. Per Möller och Sievert Göthlin, Bergman Co.

68 F örsörjningstrygghet SOU 1995: 14

Figur 3

Kostnad A

T T Utnyttjandetid

Vattenkraft intar särställning eftersom den kan användas för såväl en bas- toppkraftproduktion. Utnyttjandet är beroende hur vattnet som av kan regleras under dygnet och veckan samt mellan årstider. Dimensioneringen vattenkraftstation är sålunda beroende av hur vattnet får av en regleras och kostnaderna för de andra kraftslag som utnyttjas i

elsystemet. Vanligen har det varit ekonomiskt fördelaktigt för elproducentema

ha blandning olika typer produktionsanläggningar för att

att en av av täcka leveranserna. Om stabiliteten i elproducentens avsättning blir upp osäkrare kommer det att leda till att investeringsmönstret förskjuts mot mindre andel baslastanläggningar. Den osäkrare bedömningen av en framtida pris och försäljning följer konkurrensen torde bl.a. som av innebära att producent ogärna har onödigt stor andel produktionsen en anläggningar med stor del fast kostnad och låg rörlig kostnad. Investeringskalkylema tenderar att blir kortsiktigare, dvs. kalkylräntoma blir högre, den fasta kostnadsandelen blir lägre och att man inriktar sig på småskalig teknik. Det högre avkastningskravet innebär också att mer kommer att vänta längre än i det gamla systemet innan man man investerar. En förskjutning investeringsmönstret kan innebära ökade av kostnader för produktion kvantitet el. Risken för överav samma investeringar i kapitalintensiva produktionsanläggningar kommer å andra minska, vilket leder till lägre kostnader. Dessutom kan denna sidan att förskjutning investeringsmönstret medge ökad flexibilitet i av en

SOU 1995: 14 F ärsörjningstrygghet 69

produktionen och därmed ett större utrymme elproduktion att anpassa en till förbrukamas efterfrågan. En betydelsefull och komplicerande faktor är de långa ledtidema för byggande av nya produktionsanläggningar. Normalt tar det mellan 5-10 år från investeringsbeslut till drifttagning kraftstation, vilket av en innebär att företagen måste ha god framförhållning. I investeringsverksamheten kommer de därför sannolikt också i ökad utsträckning utnyttja mindre och enklare anläggningar. Exempel på sådana investeringar är också kapacitetshöjningar existerande anläggningar. Reservkapacitet av

i form av relativt små aggregat mellan l och 100 MW komma

anses att få en ökad marknad på grund behovet att ha fast mark under av fötterna inför svängningar på spotmarknad och hos återförsäljarna en inför förhandlingar med de stora elproducenterna. För den del av efterfrågan som bedöms säker kommer dock elproducenterna även som fortsättningsvis att investera i de anläggningar totalt sett de som ger lägsta kostnaderna. Det finns också i dag en osäkerhet hos elproducenterna det om framtida investeringsbehov som följer omställningen energisysteav av met. Osäkerheten hänger bl.a. med frågan tiden för samman om avvecklingen kärnkraften, beror också på att det bland aktörerna av men i branschen finns mycket olika föreställningar under vilka förutom sättningar de enskilda företagen kommer att kunna verka under omställningen. Det finns exempelvis mycket skilda uppfattningar det om statsägda Vattenfalls roll i omställningen, vilket torde bero på bl.a. dålig kännedom om Vattenfalls förändrade roll på elmarknaden. Denna osäkerhet om förutsättningarna på elmarknaden är i sig inte en följd av elmarknadsreformen, dess konsekvenser skulle kunna men förstärkas på en konkurrensutsatt marknad. Om inte osäkerheten elimineras kommer den att bidra till att öka affärsriskema på den avreglerade elmarknaden vilket i sin tur ytterligare skulle fördröjda investeringsverksamheten. Energikommissionens uppdrag avseende omställningen energiav systemet är också i detta perspektiv mycket betydelsefullt. Ytterligare en faktor bidrar till ökad osäkerhet och därmed som en till att fördröja investeringverksamheten är de långa tider krävs för som att erhålla tillstånd att uppföra produktionsanläggningar, liksom nya också osäkerheten om de förutsättningar med vilka ett eventuellt tillstånd kommer att meddelas. Det mycket värdefullt tillståndsvore om proceduren kunde nedbringas, utan att miljö- och säkerhetskraven sänks. Det är särskilt viktigt i perspektivet kämkraftavveckling då av en osäkerheten i elförsörjningen också på annat sätt kan komma att öka. Oavsett vilken produktionstyp väljs kommer omställningen som av

70 F örsörjningstrygghet

energisystemet att kräva stora investeringar i infrastruktur för transport bränsle eller el. Kärnbränsle är ett bränsle med jämförelsevis stor av energikoncentration, inte kräver infrastruktur för transport på som andra bränslen. Däremot kräver restproduktema från samma sätt som kärnkraftdriften stora investeringar i slutförvar och i mellanlagring. Inom avreglerad produktion och försäljning finns också en av

stabiliserande krafter kommer att motverka en fördröjning av

som investeringsverksamheten och prishöjningar på el. Det har redan nämnts i föregående avsnitt att också elkonsumentema har intresse att minska sin osäkerhet och därmed av att teckna ett av långsiktiga avtal med elleverantören. Sannolikt kommer därför en betydande del kraftförsäljningen att ske med kontrakt på 3 7 år av eller t.o.m. längre, vilket medför att leverantören/producenten får en rätt god överblick vilka behov finns och vilka priser som kan av som förväntas gälla inom den tidsramen. Överhuvud taget kommer ett ömsesidigt intresse nära kontakter att finnas mellan köpare och av säljare. Vad gäller investeringsverksamheten hos nya aktörer är sådana avtal och nära kundkontakter närmast förutsättning för finansiering en anläggningar. De etablerade producentema har större möjlighet av nya finansiera motsvarande investeringar utan sådana kontrakt. att Avtalen används underlag för att finansiera investeringar, som nya dvs. finansiärema kommer i framtiden att fasta större avseende vid långsiktiga kundavtal än vid traditionella säkerheter i form av anläggningar eller etablerade tariffer. Den ökade osäkerhet följer konkurrensen skall inte heller som av överdrivas. Branschen kännetecknas hög grad samägande och av en av samarbete, inte minst på produktionssidan. En stor del av aktörerna på den konkurrensutsatta marknaden kommer att desamma som idag vara med välutvecklat nätverk och stark bas i form av ett en gemensam utbildning, erfarenheter, långvarigt samarbete i branschföreningar, investeringsprojekt och utvecklingsprojekt. Prognoserna för efterfrågan på kommer inte heller att påverkas nämnvärt det regelverket. De kalkyler som dessa och andra av nya aktörer skulle göra på öppen marknad, är därför på kort sikt en förhållandevis lätta att förutsäga, åtminstone för de närmaste 5 10 åren och i genomsnitt, på såväl efterfråge- som kostnadssidan. Den osäkerhet i investeringsverksamheten under sådana som förhållanden framför allt kan antas verka fördröjande eller avhållande är risken för överetablering i produktionen, dvs. risken för att utbudet en så när investeringen genomförts att investeraren inte erhåller är stort

Färsädningstrygghet 71

kostnadstäckning. Återigen torde det naturliga sättet att reducera denna

osäkerhet vara att ha åtminstone en försvarlig del avsättningen säkrad av genom kontrakt innan investeringen genomförs. Osäkerheten kan emellertid också minskas genom vissa generella åtgärder. Förbättrad information investeringsplaner och prisutvecklingen om inom elförsörjningen skulle minska osäkerheten i investeringsverksamheten. Om de långsiktiga utbyggnadsplanema sammanställs och offentliggörs ökar planeringsunderlaget för de enskilda producentema. Vidare skulle en organiserad handel med el, en elbörs, dels ge producenter och övriga på marknaden möjlighet att informera sig om elprisutvecklingen, dels innebära att det alltid finns möjlighet för producenten att finna avsättning för den icke kontrakterade produktionen till rådande marknadspris. I avsnitt 3.6 behandlas behovet inav formation närmare. Den viktigaste stabiliserande faktorn är sannolikt hotet nyetableom ringar. Mycket talar för att helt nya aktörer kan få svårt att etablera sig och bygga upp nya produktionsanlâggningar även när de formella etableringshindren är avskañade. Nya investerare f°ar räkna med höga investeringskostnader varför det är en fördel att etablerad med vara äldre, ibland redan avskrivna anläggningar. Men enbart möjligheten att nya aktörer kan träda in om priserna stiger tillräckligt kommer att ha en stabiliserande inverkan. De befintliga producentema, har anläggningar med låga som kostnader i jämförelse med sådana, kommer knappast att vilja nya öppna fältet för nya aktörer och därmed "straffa" ut sig själva från marknaden. De kommer därför att, på marknad med konkurrens, en vara angelägna att investera i så god tid att elpriset inte på lång tid höjs ända upp till det långsiktiga kostnaden för ny produktionskapacitet. Detta fenomen utgör viktig marknadsmekanism, med prisdämpande och en en investeringsstimulerande effekt. Man kan förutspå att elpriset stannar någonstans mellan medelkostnaden i den etablerade produktionen och kostnaden för produktion. ny På det sättet skyddar sig de befintliga aktörerna mot aktörer. nya Däremot kommer man i syfte att öka vinsten säkert att effektivisera produktionsapparaten för att sänka sin medelkostnad, vilket i grunden är positivt. Den avreglerade produktionen och försäljningen kan beräknas av

att medföra hittills okända dynamiska eller stimulerande efekter inom

elförsörjningen. Det är svårt att förutse deras karaktär och omfattning till fullo, eftersom parallellema med andra marknader inte är relevanta på grund av elförsörjningens särskilda tekniska och ekonomiska villkor. Vissa effekter går dock att förutse med stor sannolikhet, och det finns

72 F örsärjningstrygghet SOU 1995, 1 4

erfarenheter hämta från de norska och engelska elmarknadsockså att

reformema. sådana effekter har redan berörts t.ex. den potentiella Några ovan, inverkan på elprisema och de etablerade företagens konkurrensens Andra effekter dynamisk karaktär kan också förutses investeringar. av intensifierade kundkontakten och den ökade möjligheten till följd av den

för aktörer att träda in på marknaden. nya redan elleverantöremas intresse att knyta kunder till sig Ovan har konkurrensutsatt marknad är det troligt att säljareberörts. På en på sikt utvecklar sig till att gå utöver de hittills gängse kundkontaktema inom elsektom. En trolig utveckling är att de tjänster som avtalen differentieras för till önskemålen hos saluförs alltmer att anpassas kundkategorier. I föregående avsnitt har redan en sådan särskilda nämligen olika grader leveranssäker-

produktdifferentiering nämnts, av produktutformning är att leverantören utnyttjar

het. En annan typ av belastningsvariationer i syfte att kunna erbjuda produktionssystemets till kunder med lämpliga belastningsmönster. Vidare särskilt låga priser med olika slag effektiviseringar, också i kan avtalen kombineras av kundens kostnader. En differentieringsgrund är att syfte att sänka annan kan vilja ställa krav på att den betalar för producevissa kunder man i viss anläggning, exempelvis "grön el". ras en typ av avtalen med kunder är ett viktigt inslag som skapar De särskilda segmenteringar. Genom marknadens underlag för olika typer av kommer det också att liksom idag uppstå uppdelning i kundsegment möjligen längs andra linjer är svåra att förutse. prisdifferenser, men som innehåller kombinationer och

Kunderna kan få paketerbjudanden som

inklusive olika slag näraliggande tilläggstjänster. Man valmöjligheter, av i årskostnaden för viss tjänst än i priset per kommer att tänka mer en Mäklare, kommissionärer och traders kommer, liksom iNorge, att kWh. aktörsgrupp kommer att inrikta sig på särskilda en dynamisk som vara kundsegment och utveckla specialiteter. nya

Försöfnin J 8 st U8S het 73

Figur 3.2

Högre avkastningskrav

Ökadförsiktighet, Lagre .. fast °°h kostnadsandel -

l m" steri m

Småskaligare /V

investeringar

osäkerhet om . genomförandetav ä""" Ositerhet om awecklingen .man .v avreglering och osäkerhet om / kämknftg. kärnkraftsaweck- avvgçlding lingen ökar m"

ftibnvi u

m

affärsriskema

Stabilt nätverk Å stabiliserande stabila . kalkyler för .

z m t:

produktion och efterfrågan /

Marknadens anpasa- + ningsiñrmñga

- Dam-mm faktorer /v Nya aktörer. öppnade gränser

Alla dessa möjligheter till skräddarsydda lösningar och möjligheter till kunddrivna strategier gör att det uppstår delar av marknaden som inte

följer den reglerade marknadens fasta uppfattningar om när det är lönsamt att investera med utgångspunkt från ett etablerat "långsiktigt marginalpris". Köparna kan få en maktposition i vissa nischer. Stora

kunder eller kundgrupper kan själva komma att bli investerare. I figur 3.2 sammanfattas de effekter på investeringsverksamheten i elproduktionen som har diskuterats ovan.

74 F ärsörjningstrygghet

3.5.3 aktörer

Nya

Det har tidigare konstaterats att det i stort sett år omöjligt för en ny producent att etablera sig inom det gällande elmarknadssystemet, som har många inbyggda etableringshinder. Det finns dessutom inga givna

avsättningsmöjligheter utom för de minsta producentema då alla

marknader är "inmutade" av de producenter som äger regionnäten. Det har inneburit att endast kommuner och andra företag med egna distributionsnät har kunnat få avsättning för egen produktion i sitt eget nät. En kommunal kraftvånneproducent har t.ex. aldrig kunnat nå den nordiska marknaden for tillfällig kraft då detta har blockerats av att regionnnätägaren inte medger en sådan typ av abonnemang. En sådan lokal kraftproducent blockerades även från att direkt delta i samkörningsgruppen, då man för att delta där måste leva upp till en leveranssäkerhet med egen produktion som var omöjlig att uppfylla som nettoinköpare. De mindre producentema kunde medverka indirekt, de om tecknade ett reservkraftsavtal med den producent som kontrollerade regionnätet. Stamnåtsavgiften var dessutom utformad så att små stamnätsabonnenter missgynnades. Kort sagt innehöll det gamla marknadssystemet en rad diskriminerande faktorer. I den föreslagna elmarknadsreformen finns inga sådana diskriminerande hinder eftersom nätkoncessioner inte längre innebär ensamrätt på försäljningen. Man kan säga att alla har tillgång till marknaden på lika villkor, även som ny aktör. Ändå talar mycket for att helt aktörer kan få svårt att etablera nya och bygga nya anläggningar. Den främsta orsaken är, som har berörts i föregående avsnitt, att de möter konkurrensen från de etablerade företagen. Den nya aktör som ger sig in i denna kapitalintensiva verksamhet måste således ha en stor kapitalreserv, för att kunna hålla mot konkurrensen från de redan etablerade producentema, eller garanterade intäkter genom långfristiga avtal. Utvecklingen under de senaste åren tyder på att större industriföretag inte längre är intresserade att investera i sådan långsiktig av en sidoverksamhet som elproduktion utgör. Företagen vill hellre satsa tillgängligt kapital i sin huvudverksamhet, där de ser möjligheter till en snabbare och högre avkastning. En liknande inställning har också dagens återdistributörer, som dessutom ofta saknar den finansiella styrkan for att etablera sig som större producenter.

SO U 1995: 1 4 F örsödningstrygghet 75

Elproduktionsverksamhet ligger dock närmare återdistributöremas intressesfär än den tunga industrins. För återdistributörema är det främst aktuellt med kraftproduktion i mindre mottrycksanläggningar i de kommuner som har ett lämpligt fjärrvärmeunderlag. Etableringen av sådana anläggningar att marknadsreformen genomförs, samt gynnas av på sikt av den prishöjande effekt behovet elproduktion som av ny innebär. Sannolikt kommer flera de aktörerna på elmarknaden att av nya vara okända konstellationer nordiska producenter och återdistributörer av samt inhemska och utländska finansiärer. Den ökande intemationaliseringen inom elbranschen har medfört ett ökat intresse bland de europeiska kraftföretagen att även etablera sig utanför det landets egna gränser. En utländsk kapitalplacerare kan ha ett intresse att skaffa sig av en position på den svenska marknaden infor framtiden, vilket kan motivera investeringar framförallt i redan existerande, också i men nya anläggningar. Utnistningsföretagen nämns som intressanta investerare med olika former av finansieringslösningar, t.ex. i samarbete med kommuner. Det är möjligt att t.ex. en norsk vattenkraftproducent, för att torrårssäkra sig, lierar sig med någon kraftvärmekommun i Sverige och tillsammans med en svensk eller utländsk finansiär bygger värmekraft i Sverige och därmed etablerar sig aktör med produktion. Sådana som en ny egen eller liknande samordningsfördelar kan utgöra förutsättningarna för att nya aktörer skall kunna etablera sig producenter. Friheten att välja som samarbetspartner kommer att skapa nya konstellationer.

3.6 Behovet information den

av på nya

elmarknaden

Elförsörjningens karaktär av nödvändig infrastruktur och den långsiktiga investeringsverksamhet som är nödvändig för att elsektom skall kunna tillfredsställa hushållens och industrins behov leder till frågan av om det finns behov av en kontinuerlig översyn de enskilda producenterav nas och nätägamas långsiktiga planering. Det kan finnas två motiv för att sammanställa de långsiktiga utbyggnadsplanema inom elförsöijningen. Ett motiv skulle att vara samhället önskar informera sig om försörjningsläget i så god tid att det finns möjlighet att vidta åtgärder utvecklingen bedöms om vara otillfredsställande. Ett annat motiv skulle att officiellt publicerade vara sammanställningar av de enskilda aktörernas planer skulle kunna reducera osäkerheten på marknaden och utgöra ett medel för att

76 F örsörjningstrygghet

åstadkomma effektiv elförsörjning utan onödiga pris- och utbudsfluktuationer.

En väsentlig förändring den vilande ellagstifmingen för med sig

som är att kraftproducentema inte på samma sätt som tidigare, med samkömingsorganisationen, kommer att ha överblick över kraftsystemet och dess utveckling. NUTEK har emellertid ett speciellt ansvar som sektormyndighet for energi, och har regeringens uppdrag att årligen redovisa forsöijningssituationen. Frågan är om denna granskning räcker eller det krävs ytterligare insatser för att information om försörjom ningsläget i tid skall förväntas nå marknadens aktörer och de politiska beslutsfattarna.

Regionala krafisystemplaner

I sammanhanget kan det intressant hur man har hanterat denna vara fråga i Norge. Norges Vassdrag och Energiverk NVE har sedan 1988 arbetat med regionala kraftsystemplaner. Arbetet påbörjades i samarbete mellan NVE och de regionala distributionsföretagen. Syftet var primärt att effektivisera NVE:s behandling koncessionsansökningar men av nya också de regionala distributionsföretagen bedömdes ha stor nytta av planema. Genom 1991 år energilag har arbetet fått formell status. Av en lagstiftningen framgår att regionala kraftsystemsplaner är ett gemensamt för alla i regionen har eller kommer att söka anläggningsansvar som koncession. NVE kan i princip inte bevilja koncessioner om dessa planer saknas. Planerna skall omfatta tidshorisont på minst 10 år och innehålla en uppgifter om bl.a.

Planeringsprocessen, - Planeringsförutsättningar, - Beskrivning av dagens system, - Prognos över framtida produktion, förbrukning och överforingsbehov, - Investeringsbehovet i nätet. -

Om de olika regionala aktörerna hur planeringsarbetet skall är oense om organiseras är det NVE:s uppgift att tillse att lämplig organisationsen form skapas. De regionala kraftsystemplanema är offentliga och skall kunna

Försörjningstwgghet 77

användas av såväl företagen själva, elkonsumentema och marknadens övriga aktörer samt naturligtvis av NVE i samband med koncessionsgivning och som underlag till NVE:s arbete med att analysera kraftsystemets långsiktiga utveckling.

Marknadens behov av information

Regionala och nationella försörjningsplaner skulle kunna reducera marknadsosäkerheten och underlätta för elproducenter och elkonsumenter att fatta beslut om bl.a. kontraktslängd och nyinvesteringar. om Staten har också andra möjligheter att söka underlätta för aktörerna genom att tillse att information görs offentlig. NVE i Norge har möjlighet att begära in information innehållet i de kraftkontrakt om som tecknas mellan elsäljare och elkonsumenter. Denna information sammanställs och görs offentlig. Informationsspridning uppges vara värdefull för att enskilda aktörer skall kunna skaffa sig en uppfattning om den nationella försörjningssituationen. Det kan noteras att kravet på anmälningsplikt för långsiktiga export- eller importaffärer i den vilande svenska ellagstiftningen bl.a. motiverades av att information sådana om kontrakt är nödvändig för att svenska aktörer skall kunna bedöma behovet nyinvesteringar, förväntad leveranssäkerhet och prisutveckav lingen på den svenska marknaden. Om man i Sverige väljer att sprida kontraktsinformation på motsvarande sätt i Norge är det viktigt att som det sker på ett sådant sätt att inte företagshemligheter kommer ut eller strider mot sekretess- eller konkurrenslagen. Ytterligare ett sätt att underlätta för aktörerna att bedöma marknaden är att organisera handeln med som en börs. Om börsen organiseras som en transaktionsbörs kommer priset på de kontrakt som byter ägare att göras offentligt. I Norge finns i dag en organiserad handel med timkontrakt och med veckokontrakt. När det gäller veckokontrakt handlas dessa ca 12 månader i förväg. El skall levereras i början som av år 1996 kan således köpas på den norska elbörsen idag. I Norge är det Statnett som administrerar börsen. Som tidigare nämnts pågår det för närvarande ett samarbete mellan Svenska kraftnät och Statnett om att undersöka förutsättningarna för att organisera svensk/norsk elbörs. en Ambitionen är att sådan skall kunna starta den l januari 1996. Även en Nordel undersöker förutsättningarna att organisera en nordisk handelsplats för tillfällig kraft. På sikt är det tänkbart att elkontrakt med längre framförhållning än ett år kommer att handlas på börsen. Det skulle t.ex. kunna etableras ett marknadspris för elkraft som skall levereras om fem år. En sådan

78 F örsödningstrygghet SOU 1995: 1 4 information vore naturligtvis mycket intressant för alla som står i begrepp att teckna bilaterala avtal eller att investera i ny produktion.

Utrikeshandel med el 79

4 Utrikeshandel med el

I energikommissionens uppdrag ingår att mot bakgrund av elm arknadens reformering analysera konsekvenserna av en utökad handel med till kontinenten med avseende på elförsörjningssystemets långsiktiga leveranssäkerhet och effektema på de svenska elprisema. I denna promemoria behandlas den nuvarande handeln med samt ett antal faktorer som har betydelse för bl.a. utvecklingen den framtida av handeln. En mer detaljerad redovisning när det gäller kostnader, priser, miljörestriktioner m.m. finns i appendix. Inledningsvis beskrivs vilka drivkrafter som finns för handel med el. Vidare redovisas Sveriges utlandshandel med el, när det gäller såväl omfattning som struktur. I avsnitt 4.2 behandlas vissa förutsättningar och begränsningar för utlandshandeln, främst elmarknadens struktur och regelverken i Sverige, Norge, Finland, Danmark och Tyskland samt befintliga och planerade överföringsförbindelser mellan länderna. I avsnitt 4.3 görs en jämförelse av elproduktionskostnader och elpriser mellan länderna. Det ges också kortfattad beskrivning möjlig en av utveckling av den framtida situationen på elmarknaden i Sverige och i grannländema. Avslutningsvis behandlas effekterna ökad av en integration av den nordiska elmarknaden, med avseende på bl.a. miljöutsläppen.

4.1 Motiv för utrikeshandel med och

handelns omfattning

Den främsta drivkraften for handel mellan olika länder är skillnader i produktivitet och produktionskostnader. Genom att varje land specialiserar sig på produktion av de varor och tjänster där det har relativa fördelar uppnås en internationell arbetsdelning som leder till en högre samlad realinkomst. Huvudargumentet för fri handel är de vinster som kan ökad internationell specialisering. göras genom en Sverige har på de flesta områden avvecklat handelshinder som tullar, importkvoter och andra restriktioner. Inom EU är den fria rörligheten för och tjänster grundstenarna. El och energi omfattas varor en av annan

80 Utrikeshandel med el

dock inte av EU:s inre marknad. De flesta länder har traditionellt varit självförsörjande med och har ambitionen att i huvudsak förbli så. Detta hindrar inte att handel med mellan olika länder förekommer och att den tenderar att öka i omfattning. Det finns olika motiv för handel med över gränserna. Handel med

tillfällig kraf innebär att köps och säljs enligt uppgörelser träffas

som för kort tid, t.ex. timme för timme. Den största delen av de kraftaffárer mellan producenter hittills gjorts inom Sverige och inom Norden som har gällt utbyte av tillfällig krañ. Handeln mellan kraftföretagen i de nordiska länderna har lett till samköming systemen på motsvaranen av de sätt som skett inom Sverige. Huvudsyftet med sådan handel är att minimera de totala produktionskostnadema genom att alltid utnyttja de anläggningar som har de lägsta rörliga kostnaderna oberoende av i vilket land de finns.

Med fast kraft menas säljs på långsiktiga kontrakt, ofta längre

som än ett år, och ofta med garantier för leveransen. Priset brukar sättas så att det täcker leverantörens fasta och rörliga kostnader. Utlandshandeln inom Norden med fast kraft har hittills varit relativt liten och uteslutande skett mellan elproducenter. Även inom länderna förekommer viss en handel med fast kraft mellan producenter.

4.1.1 Tillfällig handel

Olika produktionssystem medför olika marginella kostnader för produktion av vilket i sin tur förutsättningar för handel. Det finns ger speciellt stora fördelar med att knyta ihop ett vattenkraftsbaserat system med ett värmekraftsbaserat. Skillnaderna i de nordiska ländernas elproduktionssystem har därför utgjort ett starkt incitament till att bygga ledningar som förbinder de nationella systemen med varandra. sammansättningen av elproduktionen i de nordiska länderna och i Tyskland visas i tabell 4.1.

Utrikeshandel med el 81 Tabell 4.1 Elproduktion i Norden och i Tyskland år 1993, TWh Danmark Finland Norge Sverige Tyskland

värmekraft kondens 30,5 7,3 1,3 0,5 kraftvärme 0,5 18,6 2,9 8,0 -

Total produktion 32,0 58,1 120,1 140,8 491,4

Källa: Nordel och Eurostat Danmarks elproduktionssystem baseras nästan uteslutande på värmekraft, främst kolbaserad, och är därmed effektdimensionerat. Detta innebär att kraftverkens samlade produktionskapacitet skall kunna täcka årets maximala effektbehov. Därmed klaras även energiförbrukningen och Danmark kan dessutom exportera energi under de flesta av årets timmar. Finlands elproduktion baseras på såväl kärnkraft, vattenkraft som konventionell värmekraft och är i huvudsak effektdimensionerat. Detsamma gäller för Tyskland som också har ett blandat system med en övervägande del konventionell värmekraft. Norges produktionssystem består praktiskt taget enbart av vattenkraft. Elproduktionen är därför känslig för variationer i nederbörd mellan olika år. Produktionssystemet är energidimensionerat, dvs. det är byggt för att tillgodose behovet även under dåliga vattenår. Vattnet måste lagras i magasin för att klara årets energibehov medan variationer i efterfrågan under dygnet och året normalt inte är något problem. Norge kan vanligen också exportera reglerkapacitet. I Sverige produceras huvudsakligen i vattenkraft- och kärnkraftverk, det finns även viss värmekraftproduktion. Eftersom vattenmen kraften under ett nonnalår svarar för knappt hälften av elproduktionen är systemet i första hand energidimensionerat.

82 Utrikeshandel med el

Våtår och torrår

En viktig fördel med handel mellan länder med olika elproduktionssystem är möjligheterna till utbyte under år med liten eller stor vattentillrinning. Under extremt torra år importerar exempelvis Norge och Sverige från Finland och Danmark, eftersom den produktionen egna blir otillräcklig eller dyr. Speciella kontrakt förekommer för s.k. torrårssäkring. Under våtår är däremot exporten omfattande från Sverige och Norge till Danmark och Finland.

Oförutsedda störningar

En annan situation när handel är fördelaktig är om det uppstår oförutsedda störningar i produktion eller överföring, exempelvis ett om kämkraftsblock måste stängas Bortfallet måste momentant ersättas av. med annan produktion eller köpt el. I sådan situation kan det en vara mera lönsamt att köpa elen från ett grannland än att koppla in dyr toppkraft. Exempelvis köpte Sverige än vanligt från Danmark mer under år 1993 när flera svenska reaktorer tidvis drift. var ur

Efterfrågevariationer

Andra motiv för handel med hänger med att efterfrågan samman varierar under året och dygnet. Årsvariationen beror bl.a. på att uppvärmnings- och belysningsbehovet är störst under vinterhalvåret. Industri- och servicenäringar har därtill något större aktivitet och en därmed större elbehov under höst, vinter och vår än under sommaren. Variationema under dygnet hänger med människans dygnsrytm. samman De högsta elbehoven timme, eller med andra ord de högsta per effektbehoven, uppkommer under morgontimmama på vardagar. Elbehovet faller sedan måttligt under dagen för att därefter minska under kvällen. De lägsta effektbehoven uppkommer timmarna efter midnatt. Det finns vissa olikheter i efterfrågemönstret mellan olika länder som bl.a. beror på tidsskillnader eller skillnader i uppvärmningsbehov och i elanvändningens sammansättning, vilket visas i tabell 4.2.

Utrikeshandel med el 83

Tabell 4.2 Elanvändningens fördelning i olika länder år 1992 Industri Elvärme i Total användbostäder och ning lokaler

Källa: Electricity information 1993, IEA.

I Danmark går nästan två tredjedelar av elen till bostads- och servicesektorn, medan motsvarande andel för Finland är knappt hälften. Denna skillnad beror huvudsakligen på olika industristruktur. I Danmark finns, till skillnad från de övriga nordiska länderna, nästan ingen elintensiv industri. Även elanvändningen inom sektorn bostäder och lokaler skiljer sig mellan länderna. Skillnader i elefterfrågans dygns- och årsvariationer kan medföra att handel mellan länder blir lönsam. Utan olikheter i produktionssystemen är dock vinsterna av en sådan handel begränsade. Det är återigen fördelarna med att knyta ihop vattenkrafts- och värmekraftsbaserade system som är avgörande. Genom att skapa förutsättningar för handel minskar således behovet av att hålla kraftverk i reserv. Samtidigt ökar förutsättningarna för att de billigaste kraftverken skall utnyttjas vid varje tidpunkt. Handelsmönstret under dygnet brukar följa variationerna i användningen. Under kortare perioder kan variationerna betydande. vara Exempelvis kan utbytet mellan Sverige och Danmark växla riktning ett par gånger per dygn. Under höglasttid, t.ex. på förmiddagama, kan Danmark köpa kraft från Sverige för att slippa starta anläggningar med höga rörliga kostnader. Under natten kan Danmark sälja kraft till Sverige i stället för att reglera ned produktionen i värmekraftverken. Liknande utväxling av kraft förekommer mellan Danmark och Norge.

År 1993

2 År 1990

84 Utrikeshandel med el

Utbytet möjliggörs nedreglering av vattenkraft under natten och genom uppreglering under dagen.

4.1.2 Fasta kontrakt

På längre sikt, elefterfrågan ökar, kan import vara ett alternativ om av till att bygga ut produktionskapaciteten inom landet. Beroende på var utlandsledningarna är belägna geografiskt kan elimport i vissa fall även utbyggnad det inhemska ledningsnätet. Sådan handel sker ersätta en av enligt kontrakt med längre löptid. I det längre tidsperspektivet är det inte alltid enbart skillnader i kostnader och priser styr elhandeln. Svårigheter att få tillstånd för som att bygga kraftverk eller ledningar kan leda till att import av blir nödvändig, även det billigare att producera den i nya inhemska om vore anläggningar. Å andra sidan kan politiska krav på nationell självförsörjning med omöjliggöra omfattande import av fast kraft. en mer

4.1.3 Utrikeshandelns omfattning

Hur Sveriges totala elhandel har förändrats och varierat på helårsbasis under åren 1963-1993 visas i figur 4.1. Åren 1989 och 1990 var vattentillgången extremt god i Norge och Sverige, vilket avspeglas i den stora omfattningen Sveriges import och export av el. av

Utrikeshandel med el 85

Figur 4.1 Sveriges export och import åren 1963-1993, GWh Källa: av

18 000 "- 16 000 - 14 000 -- 12 000 -- 10 000 -P Export . . . . . . ---Imp0rt 8 000 -- 6 000 -- 4000-"

Nordel

Sveriges elhandel åren 1992 och 1993 visas i tabell 4.3. Sammanlagt var både den svenska importen och exporten lägre under år 1993 än under föregående år. Sveriges nettoexport till Danmark och Finland låg på 2,7 TWh vardera medan nettoimporten från Norge var omkring 5,8 TWh. Sveriges nya handelspartner, Tyskland, mottog under år 1993 drygt 0,9 TWh el.

Tabell 4.3 Sveriges elhandel med de nordiska länderna och Tyskland under åren 1992 och 1993, TWh

Källa: Energirapport 1994, NUTEK B 1994:9. Tabell 4.4 visar Sveriges elhandel för perioden 1988-1993 uppdelad på

86 Utrikeshandel med el

Tabell 4.4 visar Sveriges elhandel för perioden 1988-1993 uppdelad på fast och tillfällig kraft.

Tabell 4.4 Handel med fast respektive tillfällig kraft åren 198 8-1993, TWh

Sveriges import från

Danmark Finland Norge Tyskland

Fast Tillfällig Fast Tillfällig Fast Tillfällig Fast Tillfällig

Anm. mindre än 100 GWh. Avrundningsfel förekommer. .. Källa: Energirapport 1994, NUTEK, B 1994:9.

Import från Norge sker i dag huvudsakligen i form av fast kraft. Av den totala importen från Norge till Sverige på 6,3 TWh under år 1993 utgjorde import fast kraft 4,3 TWh. Även från Finland importerades av fast kraft, än i små mängder. Under år 1993 importerade Sverige om endast tillfällig kraft från Danmark. Efter årsskiftet 1992/93 har den tidigare omfattande danska exporten till Tyskland minskat. Samtidigt har Sverige börjat exportera fast kraft till Tyskland via Jylland. Vattenfall har ett avtal med danska ELSAM överföring av maximalt 250 MW under perioden 1992-1997 på om

Utrikeshandel med el

nätet mellan Jylland och Tyskland. Till Norge och Danmark exporterade Sverige år 1993 enbart tillfällig kraft och av exporten på 3,1 TWh till Finland utgjordes 0,8 TWh fast kraft. Sverige har dock av exporterar fast kraft till Finland under hela perioden. Förutom den nordiska elhandeln har Finland betydande import fast kraft från Ryssland. en av

Utlandshandelns variationer under året

Sveriges elhandel med andra länder varierar under året. I figur visas 4.2 Sveriges totala elhandel med de nordiska länderna vecka för vecka under år 1993 och större delen år 1994. av

Figur 4.2 Sveriges totala export och import jan 1993 nov 1994, GWh -

Källa: Vattenfall

Figuren visar att Sverige under de aktuella åren i stort sett var nettoexportör under sommarveckoma och nettoimportör under året. resten av Detta förhållande markant under år 1993. I de följande var mer diagrammen beskrivs Sveriges elhandel med de enskilda länderna. Handeln med Danmark visas i figur 4.3.

Utrikeshandel med el

Figur 4.3 Sveriges handel med Danmark januari 1993 november 1994, - GWh

250 200 150 100

Källa: Vattenfall

Sverige kraft till Danmark under stora delar året, framför exporterar av allt vår, och höst. Normalt överskrids exporten importen sommar av endast under vintern. Handeln med Danmark omfattar framför allt utbyten tillfällig kraft. av Sveriges elhandel med Finland och Norge visas i ñgurema 4.4 och 4.5.

Utrikeshandel med el 89

Figur 4.4 Sveriges handel med Finland januari 1993 november 1994, - GWh

250 200 150 100

Källa: Vattenfall

Figur 4.5 Sveriges handel med Norge januari 1993 november 1994, - GWh

250 200 150 100 50

Källa: Vattenfall

90 Utrikeshandel med el

Handeln med Finland består huvudsakligen export under sommarav halvåret. Gentemot Norge Sverige nettoimportör under år 1993, var medan det första halvåret 1994 uppvisar ett mer blandat mönster.

4.2 Förutsättningar för utrikeshandel med

Att det finns goda motiv för länder att handla med är inte tillräckligt för att handel verkligen skall ske. Det finns faktorer som försvårar eller förhindrar fri handel med över gränserna. Nationella regelverk, en begränsar eller helt förbjuder utrikeshandel med el, är vanliga. som Även de befintliga överforingsforbindelsema mellan länderna utgör på kort sikt begränsande faktor för elhandel. En kämfråga i en bedömningen den framtida elhandelns utveckling är i vilken av

utsträckning skillnaderna i produktionskostnader och priser för i olika

länder gör det lönsamt att bygga överföringsforbindelser. En ökad nya överföringskapacitet är förutsättning for en väsentlig ökning över en dagens nivå elhandeln på fasta kontrakt. av De nationella regelverken de legala för utrikeshandeln anger ramarna med el. De avgör bl.a vilka aktörer får och kan delta i elhandeln. som I många länder i Europa förekommer monopolrättigheter när det rena gäller och import el. Även det inte finns legala exportexport av om och importrestriktioner begränsas utrikeshandeln med i de flesta länder bristande tillgång till de nationella näten, vilket har medfört av att handeln främst har bedrivits mellan de stora elforetag som äger och kontrollerar näten. Regelverket i Sverige har haft sådan effekt. I en Europa är det endast Norge och Storbritannien som hittills har infört en friare tillgång till elnäten.

4.2.1 Nuvarande regelverk i Sverige

Under årens lopp har flera kontrakt med garanterade, långsiktiga elleveranser funnits mellan Sverige och andra länder, men handeln har ändå huvudsakligen bestått ett utbyte tillfällig kraft. I bägge fallen av av har handeln skett mellan elproducenter. Utlandshandel med är inte underkastad något direkt tillståndskrav. Inte heller när det gäller koncessionsprövning finns enligt gällande lag några särskilda villkor när ansökan gäller utlandsförbindelse. I en 2 § 2 ellagen l902:7l s.l vad skall beaktas vid mom. anges som

Utrikeshandel med el 91

prövningen av om koncession skall ges. Koncession får inte meddelas om den strider mot en detaljplan eller områdesbestämmelser. Vid koncessionsprövningen skall också lagen 1987: 12 om hushållning med naturresurser m.m. tillämpas. Vidare får koncession bara meddelas om anläggningen är behövlig och förenlig med en planmässig elektriñering. Bestämmelsen om att en anläggning skall vara behövlig och förenlig med en planmässig elektrifiering infördes i ellagen år 1938, främst för att hindra en utbyggnad av dubbla ledningsnät inom den lokala eldistributionen. Efterhand framträdde dock uppfattningen att en sådan prövning borde ske främst beträffande ledningar med hög spänning. Departementschefen betonade i proposition 1957:161 47 vikten av att behovs- och planmässighetsprövningen skedde beträffande regionledningar och stamlinjer. Skälet var att systemet med områdeskoncession, som infördes år 1957, gjorde det onödigt att pröva lokaldistributionsnäten. Ellagstiftningsutredningen uppmärksammade i delbetänkandet Elkonkurrens med nätmonopol SOU 1993:68, s. 170 att denna bestämmelse kan ha haft betydelse i samband med prövningen av koncession för utlandsledningar. Utredningen hänvisade därvid till ett yttrande till utredningen från NUTEK av den 24 november 1992, i vilket bl.a. följande framhålls:

Fråga har uppkommit i vad mån koncession kan meddelas för en starkströmsledning avsedd för export elkraft. Redan i dag av förekommer import och export inom det nordiska samkömingssystemet. Systemet fyller en viktig funktion i svensk och nordisk energiförsörjning. Genom det samkörande nätet skapas möjligheter att utnyttja elkraftproduktionen på ett ekonomiskt sätt, vilket minskar behovet av kraftverksutbyggnader och ger låga kostnader för elproduktion. stamnätet bidrar därigenom till låga elpriser. Genom det samkörande stamnätet erhålls också en mycket hög tillgänglighet, vilket bidrar till att elleveransema blir hög kvalitet. av Det kraftutbyte som sålunda sker inom den nordiska samkömingen gagnar således i hög grad respektive land. Utbytet får också anses vara helt i överensstämmelse med syftet med ellagstiftningen nämligen att trygga landets försörjning med elektrisk kraft. Därmed har också kraven för meddelande av koncession för de ledningar som behövs för utbytet ansetts uppfyllda. Ändamålet med ledvara ningarna har i ansökningshandlingarna angetts kraftutbyte eller vara liknande. Med tanke på den utveckling som skett inom Norden i fråga om elkraftutbytet bedömer NUTEK att befintliga och nya ledningar för höga spänningar kommer att användas i ett europeiskt

4 I 5-0269. Bilaga -

92 Utrikeshandel med eI

elkraftutbyte. Baltic Cables förbindelser är ett exempel härpâ. I ett sådant perspektiv får ledningarna precis som i det nordiska kraftutbytet bedömas utifrån det behov som kan finnas för ett mer omfattande kraftutbyte. Situationen är emellertid en annan om en kraftledning skulle användas enbart för att överföra elkraft från Sverige till utlandet utan att något utbyte kraft äga Denna situation torde inte av avses rum. ha föresvävat lagstiftaren när lagen skrevs. Det torde därför vara en öppen fråga om ledningen kan anses uppfylla de krav som ellagen ställer upp i fråga om behövlighet och planmässighet. NUTEK har hittills inte haft att ta ställning till någon koncessionsansökan där behovet angetts vara att använda ledningen enbart för export av elkraft. Som ovan redovisats är även frågan om tillkomsten av en sådan ledning i hög grad hypotetisk.

En förklaring till att särskilda bestämmelser saknas om utrikeshandel med finns i elförsörjningens hittillsvarande struktur. Kungl. Vattenfallsstyrelsen förordade år 1945 i en skrivelse till regeringen att ett särskilt aktiebolag bildades som skulle bygga och äga samtliga nya stamnätsanläggningar för 220 kV eller högre spänning. Frågan riksdagsbehandlades i samband regeringens statsverksproposition för budgetåret 1946/47, varvid riksdagen beslöt att förslaget inte skulle genomföras

prop 1946:1, SU 54, rskr. 96. Riksdagen uttalade därvid bl.a att de

hittillsvarande stamlinjeavtalen fungerat tillfredsställande, att den föreslagna organisationen inte var nödvändig för att säkerställa ett ändamålsenligt fortsatt utbyggande av stamlinjenätet, att departementschefen därvid funnit lämpligt att samtliga nya stamlinjer för 220 kV och högre spänning borde ägas av staten samt att erforderligt samarbete liksom hittills borde kunna etableras mellan därav berörda parter. Med anledning av riksdagsbeslutet tillställde regeringen den 17 maj 1946 Vattenfallsstyrelsen en skrivelse. Enligt skrivelsen ankommer det på Vattenfallsstyrelsen att efter erforderliga utredningar i vanlig ordning yrka anslag för kraftledningar för 220 kV och högre spänning samt nya att, sedan anslag beviljats, bygga och förvalta ledningarna. Styrelsen borde därvid träffa lämpliga avtal om transitering med de kommunala och enskilda kraftföretag kunde anses ha ett berättigat behov av att som överföra kraft på stamlinjenätet. Där tvekan kunde råda om transitering borde medges skulle frågan underställas regeringen. Under åren 1949-1991 har ett antal s.k. stamnätsavtal gällt mellan

Vattenfallsstyrelsen senare Statens vattenfallsverk och övriga berörda

Utrikeshandel med el 93

kraftföretag för överföring av elkraft via 220-400 kV-systemet. Vattenfall har enligt avtalen haft det direkta ansvaret for att planera, finansiera, driva och förvalta överföringssystemet. Särskilda avtal har också tecknats omfattande de svenska delarna av utlandsförbindelserna. Därigenom har staten genom affärsverket Vattenfall haft en indirekt men fullt tillräcklig insyn och inflytande på utlandshandeln med el. Genom Vattenfalls bolagisering och överföringen av ansvaret för stamnätet och utlandsförbindelserna på Svenska kraftnät ändrades förutsättningarna för statens styrning genom ägandet av Vattenfall. Detta beskrivs i underlagspromemoria

4.2.2 Regelverket enligt den vilande lagstiñningen

Tre bestämmelser som berör utlandshandel med finns i den vilande lagstiftningen. I 2 § l mom. ellagen stadgas att en ansökan om nätkoncession som avser en utlandsförbindelse skall prövas av regeringen. 2 § 2 mom. ellagen behandlar lämpligheten hos den som skall utöva nätverksamhet. En särskild prövning skall därtill tillämpas för utlandsförbindelser. 2 § lagen 1994:618 om handel med m.m. innehåller en generell anmälningsplikt beträffande långsiktiga kontrakt om import eller export av el. Iprop. 1993/94: 162 underströk regeringen att koncessionsprövningen av en utlandsförbindelse bör göras utifrån ett bredare perspektiv än prövningen av andra nätkoncessioner. I lagens förarbeten att ett anges flertal faktorer bör vägas in i samband med prövningen av ansökan om nätkoncession för utlandsförbindelse, exempelvis förbindelsens som betydelse för den allmänna tillgången till överföringskapacitet till utlandet, driftsäkerheten i det svenska elsystemet och den långsiktiga leveranssäkerheten. En koncession kan meddelas med bl.a. de villkor för anläggningens utförande och nyttjande behövs säkerhetsskäl som av eller annars behövs från allmän synpunkt. Enligt 2 § 2 mom. ellagen får nätkoncession endast beviljas den som från allmän synpunkt är lämplig att utöva nätverksamhet. Bedömningen skall ske utifrån bl.a. den sökandes allmänna kompetens och utformningen den organisation skall handha nätverksamheten. I av som specialmotiveringen anges särskilt att när det gäller nätkoncession för linje avseende utlandsförbindelse fyller lämplighetsprövningen även en annan funktion. Vid prövningen får i förekommande fall tas hänsyn till om det är lämpligt att annan sökande än Svenska kraftnät erhåller koncession. Vad beträffar anmälningsplikten för den som exporterar eller

94 Utrikeshandel med el

importerar den i propositionen nödvändig flera skäl. angavs vara av Sådan information behövs för att det skall bli möjligt att göra marknadsbedömningar, t.ex. beträffande förväntad leveranssäkerhet och prisutveckling på den svenska marknaden. Svenska kraftnät har som systemansvaret kommer med nödvändighet att behöva information om det önskade framtida utnyttjandet utlandsförbindelsema för att kunna av fullgöra sin uppgift. Informationen behövs också underlag för som en analys av huruvida handeln med kraft mellan Sverige och andra länder orsakar störningar i elförsörjningen eller påverkar beredskapen på elområdet. Noteras bör att det inte krävs att anmälan skall innehålla sig vare uppgifter om pris eller motpart. om

4.2.3 Regelverken i våra grarmländer

Enligt den vilande ellagstiftningen skall ledningar och nät hållas öppna för alla som vill använda dem för att överföra el. Denna skyldighet skall även gälla utlandsledningama. Möjligheterna för olika aktörer att handla med el över gränserna ökar därför den vilande lagstiftningen införs. om I princip kommer det då att bli möjligt för svenska kunder att importera direkt från ett utländskt elföretag, förutsatt att det andra landets lagstiftning medger det. Det kommer också att bli möjligt för svenska elföretag att sälja direkt till kunder i utlandet, återigen under förutsättning att det andra landets lagstiftning medger det. Utvecklingen av den svenska utrikeshandeln med och de effekter den kommer att få är därför i hög grad att vara beroende regelverken i vår omvärld. av Nedan ges en kort beskrivning elmarknadens struktur och regelverav kens utformning i våra grannländer med betoning på utrikeshandeln.

Norge

I Norge domineras produktionen det statliga Statkraft SF äger av som 30 % av kapaciteten, medan 55 % ägs av kommuner och fylkeskommuner. Privata verk och industrikraftverk äger 15 %. Fem företag, ca inklusive Statkraft, står för knappt hälften landets totala elproduktion. av

Övriga cirka 50 producenter och mycket små.

är var en Norge inledde år 1991 en reformering elmarknaden, vilket av beskrivs i underlagspromemoria avsnitt Den norska utrikeshandeln

Utrikeshandel med el 95

med är reglerad på flera sätt. Statnett, som är ett norskt Statsföretag, äger idag alla utlandsförbindelser med undantag någon regionalledning till Sverige. För av nytillkommande utlandsförbindelser skall Statnett vara ensamägare. För att få bygga och driva en utlandsförbindelse krävs en koncession benämnd anläggningskoncession. Sådan koncession beviljas Norges av vassdrags- och energiverk NVE. Ett antal villkor skall uppfyllas, som direkt anges i Energiloven 3 kap. 4 §. Som exempel kan nämnas att anläggningen skall leda till en rationell energiförsörjning och att villkor får uppställas i själva koncessionen för att undvika skador på natur och kulturvärden. För att överhuvudtaget få omsätta elektrisk energi i Norge krävs, för alla utom staten, särskild omsättningskoncession. Även denna en koncession beviljas NVE. av För andra än staten som vill importera eller exportera krävs en särskild koncession för kraftutväxling. Kravet på koncession omfattar således även statligt ägda företag som Statkraft och Statnett. En sådan koncession kan inte NVE bevilja utan den beslutas av Närings- och energidepartementet. Sådan koncession kan beviljas om inte allmän hänsyn talar emot. För import och export över 5 000 kilowatt kan koncession endast ges om särskilda skäl föreligger. l koncessionen kan uppställas sådana villkor som är påkallat av allmän hänsyn.

Utväxling av tillfällig kraft upp till 6 månader är i princip

förbehållen staten, och Statnett har erhållit en koncession härför. Sådan utväxling sker över den norska börsen, drivs Statnett, varigenom som av alla norska elproducenter får tillgång till exportmarknaden på lika villkor. Kontrollen av att det uppställda regelverket för utlandshandeln, inklusive villkoren i beviljade koncessioner, efterföljs åvilar NVE. Enligt uppgift från det norska Närings- och energidepartementet sker beviljandet av koncessionen utifrån faktiskt ingångna kontrakt. Koncessionen kan ges för en tidsperiod högst trettio år räknat från om den dag koncessionen träder i kraft. Beviljandet innebär att koncessionshavaren får en exklusiv rätt till fasta kontrakt på en särskild utlandsförbindelse. Anledningen härtill är bl.a. att denne skall kunna finansiera byggandet den utlandsförbindelsen. Det är dock bara nya en del av den sammanlagda utnyttjandetiden för kabeln som binds upp på detta sätt. Den återstående utnyttjandetiden används för utbyte av tillfällig kraft, varvid kraftflödet på förbindelsen skall gå i riktning från det land som för tillfället har lägst pris på den elektriska energin. Detta skrivs in som ett särskilt koncessionsvillkor. Den som importeras på detta sätt säljs över börsen.

96 Utrikeshandel med el

Utöver koncessionsförfarandet har Stortinget beslutat om en exportkvot på 5 TWh. Statnett har ansvaret för att administrera fördelningen denna exportkvot på kraftföretagen. Ett kontrakt inom av denna kvot får inte ha en varaktighet överstigande fem år. Denna reglering utlandshandeln motiveras med att det inte skall av uppstå någon på det norska vattenkraftsystemet och att leveranspress säkerheten skall kunna upprätthållas på ett tillfredsställande sätt. Departementet uppger att detta regelverk inte torde strida mot EESavtalet, eftersom det inte är fråga någon monopolmarknad utan om enbart ett generellt krav på koncession som inte anses diskriminera någon enskild aktör. Vidare anför departementet att koncessionskravet torde kunna falla inom de möjligheter till särskild reglering som Romfördraget medger miljöhänsyn och hänsyn till landets av av försörjningstrygghet. Härvid anförs att detta torde gälla särskilt som är speciell med mycket stor betydelse för alla innevånama i en vara landet. Koncession har beviljats Statkraft SF för ett tjugofem årigt avtal med tyska PreussenElektra. Avtalet gäller kraftutbyte och norsk nettoexport 2 TWh år. Leveransen skall påbörjas år 1998 via den befintliga av per Skagerackförbindelsen till Danmark och från år 2003 via en ny 600 MW likströmskabel mellan Norge och Tyskland. Intresset för denna typ handel är stort från norska producenters av sida. Flera liknande avtal har diskuterats och prövats. Eurokraft Norge AS har sökt koncession för ett avtal med Hamburgische Elektrizitäts- Werke AG, inte fått tillstånd. Den norska regeringen ansåg att men avtalet innehöll för stor exportandel och att den förväntade aven kastningen på kapitalet var för låg.

Finland

I Finland finns 130 elproducenter och ungefär 125 distributörer. De tio största producenterna står för 75 % elproduktionen och de tre största av för 55 %. Distributörerna är till övervägande del kommunägda. Industrin för förhållandevis stor del av elförbrukningen i svarar en Finland. Den är också stark aktör på den finska elmarknaden och en äger ungefär 40 % av den finska kraftproduktionen. Den största producenten är dock det statsägda Imatran Voima Oy, IVO, som kontrollerar knappt 45 % produktionen. av I Finland finns två separata stamnät. IVO förvaltar största delen av

Utrikeshandel med el 97

det ursprungliga stamnätet genom sitt dotterbolag IVS. Moderbolaget förvaltar dock utlandsförbindelsema. Det andra stamnätet ägs och drivs av TVS, Teollisuuden Voimansiirto Oy. TVS bildades år 1988 och ägs av ett antal privata aktörer bestående kommuner, producenter och av distributionsföretag. För elexport och elimport krävs, enligt lagen om överföring av elektrisk energi över landets gränser, regeringens tillstånd. I realiteten har alla sökande beviljats tillstånd och den praktiska betydelsen av tillståndet ett hinder för handel har följaktligen varit litet. som Den finska riksdagen beslöt den 10 februari om en ny elmarknadslag. Lagen beskrivs översiktligt i underlagspromemoria

Danmark

För elproduktionen i Danmark svarar elva kraftföretag, ägs ett som av hundratal distributionstöretag. Dessa ägs i sin tur dels slutanav vändarna, dels kommunerna. Distributionen sköts lokala disav av tributionsföretag som ansvarar för var sitt område. Kraftföretagen på Jylland och Fyn samarbetar i organisationen ELSAM och är kopplade till det västeuropeiska elnätet. ELSAM äger utlandsledningar till Norge, Tyskland och Sverige. Under år har senare förbindelsema till Norge fördubblats samtidigt som det inhemska nätet på Jylland har byggts ut. Norska Statkraft SF har ingått avtal att om från år 1998 överföra 400 MW till och från PreussenElektra via ELSAM:s nät. Vidare har Vattenfall ingått avtal transiträtt till om Tyskland via ELSAM:s nät under perioden 1993-95. Kraftföretagen på Själland och Bornholm samarbetar i organisationen ELKRAFT och samkör med Nordel-nätet. ELKRAFT har idag endast överföringsförbindelser till Sverige. Som beskrivs närmare i följande avsnitt är en kabel till östra Tyskland, KONTEK, under byggnad. Vattenfall kommer genom ett avtal med Sjellandske Kraftverker att kunna överföra 200 MW på kabeln. Sjellandske Kraftverker och Vattenfall ingick under år 1993 ett långsiktigt samarbete som omfattar elproduktion, handel, forskning och utveckling samt internationella energiprojekt. Idag saknas förbindelser mellan Själland och Jylland. En kabel under Stora Bält är planerad. Den danska ellagen berör inte explicit export och import av el. Det finns således inget krav på tillstånd för att handla med el, och någon anmälningssplikt föreligger heller inte. Eftersom ELKRAFT och ELSAM äger utlandskablama har de dock i praktiken monopol på

98 Utrikeshandel med el

utlandshandeln med el. Med nuvarande institutionella förhållanden i Danmark är det inte möjligt för svenska eller andra utländska elleverantörer att sälja kraft direkt till danska elverk eller högspänningskunder.

Tyskland

På elmarknaden i västra Tyskland finns ett stort antal aktörer i både produktions- och distributionsledet. Marknaden domineras av åtta

företag som svarar för den överregionala elförsöijningen. Ägarstrukturen

är blandad med inslag av såväl privat som statligt och delstatligt ägande. Tillsammans kontrollerar och äger DVG-företagen högspänningsnätet. De tre största kraftföretagen är RWE Energie, Preussen- Elektra och Bayemwerk. Av speciellt intresse för den nordiska elmarknaden är Preussen- Elektra, eftersom det är det enda kraftföretag i västra Tyskland som gränsar till den nordiska elmarknaden. PreussenElektra har sin huvudverksamhet i delstaterna Schleswig-Holstein, Nieder-Sachsen och Hessen. Över hälften företagets elproduktion består kärnkraft, av av vilket är mer än genomsnittet för västra Tyskland. PreussenElektra har ingen egen distributionsverksamhet utan säljer hela sin elproduktion till stora industrier och distributörer. PreussenElektra samarbetar på flera sätt med elföretag i de nordiska länderna. Företaget tredjedel Baltic Cable och innehar efter äger en av årsskiftet 1994/95 18,5 % aktieandelen i Sydkraft. Sydkraft å sin sida av äger delar i PreussenElektras moderbolag och kommer att ingå som delägare i ett kolkraftverk som PreussenElektra skall bygga i Lübeck. Vidare är PreussenElektra delägare i det danska Enstedverket som är beläget strax norr om den tyska gränsen och organiserat under ELSAM. PreussenElektra utnyttjar sin ägareandel till att bl.a. importera 2 TWh ca årligen. PreussenElektra har även inlett ett samarbete med Statkraft SF i Norge. Förutom den överregionala elförsörjningen skiljer man i Tyskland på regional och lokal försörjning. Elleveransema på den regionala nivån går dels till slutförbrukare och dels till andra kraftföretag. Den lokala elförsörjningen sköts av ett tusental företag som huvudsakligen utgörs städernas eller kommunernas tekniska , Stadtwerke. De största av ver tekniska verken i städerna har egen elproduktion eller är delägare i kraftverk. Den övervägande delen av kraften köps dock in från de stora kraftföretagen.

Utrikeshandel med el

Konkurrensen på den tyska elmarknaden är mycket begränsad. Elföretagen har slutit s.k. demarkationskontrakt, vilka innebär de att delar upp marknaden geografiskt. Denna uppdelning förstärks av koncessioner företagen exklusiv rätt att dra ledningar och som ger bygga anläggningar inom ett visst område. Avgifter för dessa koncessioner betalas till de lokala myndigheterna. Koncessioner skall omförhandlas efter 20 år och då råder fri anbudsgivning. Dem arkationskontrakten f°ar inte utgöra något hinder för den fria anbudsgivningen. I praktiken är denna dock begränsad, vilket

har uppmärksammats av den tyska kartellmyndigheten. Med hjälp

av

såväl tysk lag som EG-rätten försöker konkurrensmyndigheten att luckra

upp de inhemska monopolen inom energisektorn. Tysklands federala regering har presenterat ett förslag till förändringar i de lagar reglerar den tyska energimarknaden. Förändringarna som berör framför allt el- och gasmarknadema. Det föreslås med att systemet demarkationskontrakt skall upphöra och att de s.k. exklusivitetsklausulema i koncessionsavtalen skall avskaffas. Prisöverenskommelser mellan producenter och distributörer skall inte längre tillåtas och förstärkt en

konkurrenslagstiftning skall förhindra att dominanta aktörer utnyttjar sin

ställning på marknaden. En begränsad rätt till nättillgång för tredje part, TPA, ingår också i förslaget. Syftet med lagändringarna är framför allt att via ökad konkurrens åstadkomma lägre energipriser för den tyska industrin. Elmarknaden i östra Tyskland domineras stor aktör, Vereinigte av en Energiewerke Aktiengesellschaft, VEAG, har för den som ansvar överregionala elförsörjningen. När privatiseringen är slutförd kommer RWE, PreussenElektra och Bayemwerk att tillsammans äga 75 % av VEAG och resterande 25 % kommer att ägas fem regionala av kraftföretag i västra Tyskland. Enligt det avtal slutits får kommusom nerna i östra Tyskland själva producera till 30 % sin elförbrukupp av ning medan resten skall täckas med elleveranser från VEAG. De båda tyska landsdelama tillhör än så länge olika elsystem. All överföring mellan de båda systemen sker via likströmsförbindelser. Idag finns två 380 kV-ledningar mellan östra och västra Tyskland, det men

krävs ytterligare minst två högspänningsledningar för skapa säkerhet

att och stabilitet i det Östtyska systemet.

VEAG:s område gränsar liksom PreussenElektras till Östersjön, och

det finns därför möjligheter att via sjökablar knyta elmarknaden i

f.d. Östtyskland närmare de nordiska länderna. En kabel mellan Själland

och Rostock är redan beslutad. Dessutom förstärks anknytningen till Norden genom PreussenElektras på elmarknaden i engagemang östra Tyskland. I början av år 1994 köpte PreussenElektra dessutom fem av

100 Utrikeshandel med el

de fjorton regionala distributionstöretagen i östra Tyskland.

4.2.4 Beñntliga och planerade överförings-

förbindelser

Elmarknadema i Europa är organiserade i tre regioner inom vilka de nationella produktionssystemen körs synkront, dvs. de olika länderna håller frekvens. De tre samkömingsomrâdena år UCPTE, som samma

omfattar flertalet Västeuropeiska länder, CDO/IPS inom vilket de

östeuropeiska länderna och västra Ryssland ingår samt Nordel som

omfattar de nordiska länderna. Överiöringsförbindelsema mellan

länderna i de samkörande regionerna är relativt väl utbyggda. Regionerär i sin tur ihopkopplade ett mindre antal likströmsiörbindelna genom ser. I vissa fall skär gränsen mellan två samkömingsområden genom länder. Västra Tyskland ingår i UCPTE-systemet medan östra Tyskland fortfarande tillhör CDO/IPS. En hopkoppling av de båda tyska systemen beräknas ske tidigast år 1995. En strävan finns hos Polen, Ungern, Tjeckien och Slovakien att också ansluta sig till UCPTE. Även Danmark är delat mellan två samkömingsomrâden. Inom det nordiska området körs systemen i Sverige, Norge, Finland och Själland synkront. Mellan Själland och Jylland finns än så länge ingen elektrisk förbindelse. Jylland körs däremot synkront med UCPTE-systemet. Via likströmskablar till Jylland finns idag överföringsmöjligheter mellan det nordiska området och länderna på kontinenten. Mellan de nordiska länderna är överföringsförbindelsema relativt väl utbyggda, speciellt mellan Sverige och Norge. Förbindelsema byggdes under förutsättning att varje land under normala förhållanden skulle vara självförsörjande med inom landet producerad el. Nya ledningar är under uppförande eller planering. Till viss del är detta ett resultat av den en förändrade syn på elhandel som har växt fram under den senaste tioårsperioden.

1 I UCPTE ingår EU-ländema, förutom Storbritannien och Irland, samt Schweiz, Österrike och f.d. Jugoslavien.

Utrikeshandel med el

Nuvarande överföringsförbindelser

Vid 1993 års utgång den totala överföringskapaciteten på förbindelvar ser mellan de nordiska länderna 5 600 MW. Sverige har förbindelser med Danmark, Finland, Norge och Tyskland 21 likströms- och genom växelströmsförbindelser. Mellan Danmark Jylland och Norge finns två likströmsförbindelser. Finland och Norge har 220 kV förbindelse en samt några lokala förbindelser. Baltic Cable mellan Sydsverige och Tyskland togs i kommersiell drift den l december 1994. Kabeln ägs kraftföretagen Preussenav Elektra i Tyskland samt Sydkraft och Vattenfall i Sverige med en tredjedel vardera. Med undantag kablarna till Själland och Baltic Cable äger av Svenska kraftnät samtliga större svenska utlandsförbindelser. Av Sveriges del förbindelsen till Själland, består två luftav som av ledningar och sjökablar, äger Svenska kraftnät luftledningama och hälften av kablarna medan Sydkraft äger resterande del kablarna. av Jylland är kopplad till UCPTE-systemet via tre växelströmsförbindel-

ser till Tyskland. Norden har även vissa kopplingar till Östeuropa.

Dessa består några mindre växelströmsförbindelser mellan Nordnorge av och Ryssland och mellan Finland och Ryssland, främst används för som lokalt kraftutbyte, och större likströmsförbindelse mellan Ryssland en och sydöstra Finland. Systemet för överföring mellan de nordiska länderna är ständigt av under utveckling, bl.a. till följd att efterfrågan på förändras. Under av åren 1993 och 1994 utökades överföringsförbindelsema inom Norden kraftigt bl.a. genom att kapaciteten på förbindelsen mellan Sydnorge och Sverige ökade från l 400 MW till l 800 MW. Ytterligare Skageraken förbindelse mellan Sydnorge och Jylland med kapacitet på 500 MW en togs i drift i september 1993. Den totala ledningskapaciteten mellan Sydnorge och Jylland är därmed l 040 MW. Av den utbyggda kapaciteten är stora delar intecknade via olika

längre kontrakt mellan kraftproducenter i respektive land. Överförings-

kapaciteten på utlandsförbindelsema visas i tabell 4.5. Därav framgår att den fria disponibla kapaciteten för längre kontrakt är begränsad. nya Däremot finns i allmänhet ledig kapacitet för tillfällig handel.

102 Utrikeshandel med el

Tabell 4.5 Förbindelsema med Danmark, Finland och Norge. Kapacitet och kända avtal utnyttjande år 1995 om Jylland Själland Finland Finland Norge Norr Syd Totalt Kapacitet +640 +1 500 +750 +/-515 +/-1 700 -670 300 -950 Avtal/Normalförhållanden

särskilt avtal Avtal om fram- +350 låterleverans, -300 pumpning

Avtal/bristsituationer m m Kompensations- och +300 reservkraft vid störning -500 Tillbudskraftz -600 Torrårssäkring +600 -500 Disponibelt för ny +/-0 +550 +400 +0 +448 överföring -650 -400 -515 -868 Anm. Angivet utnyttjande av törbindelsema för överföringar av olika slag baseras på vad känt 1994-11. Förhandlingar om krañleveranser till och från som var grannländema var då inte avslutade. Eftersom overföringsrattema inte utnyttjas oavbrutet och dessutom avtalen kan innebära leverans i olika riktning samtidigt, kan det tidvis ske betydande överföringar utan att de motsvaras garanterad överföringsrätt för längre tid. av För flera förbindelsema är överföringsmöjlighetema beroende av driñav situationen på de anslutande nationella näten. An given kapacitet avser nonnalförhållanden. Källa: Svenska kraftnät

Summan av de enskilda förbindelsemas överföringsförmága är 2 900 MW. Sammanlagt beräknas överföringen totalt inte kunna överstiga ca l 700 MW under betydande del av året. Innebär rätt till utbyte av tillfällig kraft på i förhand uppgjorda villkor.

Utrikeshandel med el 103

Beslutade överföringsförbindelser

På grund att överföringsmöjlighetema från de nordiska länderna till av Europa genom Jylland är begränsade har utbyggnaden överföav nya ringsforbindelser till stor del kommit att inriktas på direkt anslutning till

kontinenten se tabell 4.6. Ett antal likströmskablar är redan beslutade

och fler har diskuterats.

Tabell 4.6 Beslutade överföringsförbindelser inom Norden och mellan Norden och andra länder, MW

Överföringstörmåga, MW Ledningslängs, km

Totalt varav kabel

-Rostock

Kontek

Norge Från Norge Till Norge -Tyskland Lista 600 600 500 500 ca ca -Unterweser

Norge 600 600 500 500 ca ca -Holland

Danmark -Danmark Själland 600 600 70 70 -Jylland

Källa: Nordel.

Likströmskabeln Kontek mellan Själland och Tyskland är under byggnad och planeras komma i drift hösten 1995. Kabeln kommer att anslutas i Rostock i östra Tyskland. En likströmsforbindelse under Stora Bält med kapacitet på en 600 MW planeras komma i drift år 1997. Med denna kabel kommer de båda danska bolagen ELSAM:s och ELKRAFT:s områden att knytas ihop. Jylland kommer dock fortsättningsvis att köras synkront med

104 Utrikeshandel med el

UCPTE och Själland med Nordel. En 500 km lång kabel mellan Sydnorge och Tyskland har beslutats och beräknas vara klar år 2003. Den kommer att ågas ett bolag, av Viking Cable, i vilket Norska Statnett och tyska PreussenElektra ingår med 50 % vardera. Vidare har även en länk mellan Norge och Holland erhållit koncession. Den beräknas vara klar år 2001.

Planerade överföringsfärbindelser inom Norden

Förbindelsen mellan norra Sverige och Finland består idag av tre växelströmsledningar med en överföringsförmåga om 950 MW. Diskussioner pågår mellan Svenska kraftnät och finska intressenter om att höja överföringsförmågan med ca 300 MW. Studier pågår även om att bygga en ny fjärde ledning mellan norra Sverige och Finland. Mellan södra Norge och Sverige studeras en ny växelströmsledning, som skulle öka överföringsförmâgan med 400-500 MW. Kraftiga förstärkningar i Norge skulle krävas i detta alternativ.

Diskuterade förbindelser till kontinenten

Ytterligare en kabel mellan Sverige och Tyskland, Baltic Cable har diskuterats. Denna är en installation snarlik Baltic Cable l med utbyggnad av strömriktarstationema samt ytterligare en kabel. Tillståndsfrågorna skulle sannolikt vara ett begränsat problem, eftersom man bygger på ianspråktagen mark. Luftledningen är tekniskt förberedd men kabeldelen kräver nydragningar. Kostnaden för en andra kabel torde bli något lägre än för den första. Några aktuella planer på att bygga Baltic Cable 2 föreligger emellertid för närvarande inte. En likströmslänk mellan Sverige och Polen är också under diskussion. Kostnader och kapacitet för en sådan länk bedöms vara av samma storleksordning som Baltic Cable Svenska intressenter kan förväntas behöva svara för huvuddelen av investeringen. För såväl Baltic Cable för länken krävs

2 som Sverige-Polen

följdinvesteringar i form av förstärkningar av det svenska stamnätet, vilket ökar totalkostnadema. De ledningsutbyggnader som skulle krävas kan bli mycket komplicerade från tillståndssynpunkt och därmed komma att ta lång tid. Detta gäller särskilt båda kablarna skulle byggas. om

Utrikeshandel med el 105

4.3 Elpriser i Sverige och i våra grannländer

Skillnader i kostnader och priser är central betydelse för att handel av skall uppstå mellan olika länder. En väsentlig fråga är vilka kostnader och priser är relevanta. Svaret är huvudsakligen beroende av vilken som typ av handel det rör sig om, fast eller tillfällig, och vilka aktörer som deltar i handeln. Vid handel med tillfällig kraft är drivkraften skillnader i rörliga produktionskostnader. Som tidigare beskrivits finns det mellan länder med olika produktionssystem och användningsmönster stora skillnader i rörliga produktionskostnader för över dygnet och året. Det kan också förekomma stora skillnader i produktionskostnader från år till år, beroende på variationer i vattentillgång och långvariga oplanerade avställningar av kraftverk. Vid utlandshandel med fast kraft mellan elföretag bestäms priset att vad det exporterade företaget alternativt kan erhålla i betalning dels av för elen, och dels vad importören skulle behöva betala för att av producera elen själv eller köpa den någon annanstans ifrån. Båda dessa faktorer är beroende av förhållanden i respektive land, exempelvis tillgång till på marknaden. I en underskottssituation kan import av ett alternativ till att bygga ut produktionskapaciteten och betalvara ningsviljan bestäms därigenom av kostnaderna i nya kraftverk. Om importören däremot har tillräcklig kapacitet är det snarast de egen genomsnittliga rörliga produktionskostnademai befintliga kraftverk som är de relevanta. Om regelverken ändras så att även elanvändarna får tillgång till näten kommer större kunder att själva kunna importera el. Intresset kommer då sannolikt att fokuseras på skillnader mellan olika länder när det gäller elpriser till elkrävande industrier och distributörer. För elintensiv industri är en jämförelse dock svår att göra, eftersom priser och andra villkor regleras i specialkontrakt, som ofta löper på lång tid och är hemliga. Även priserna till distributörer kan svåra att vara uppskatta. För industri än den mest elintensiva rapporteras priser i annan enlighet med EG:s pristransparensdirektiv. Icke-medlemmar som omfattas EES-avtalet började att rapportera den 1 januari 1995. Det av pris redovisas i statistiken är dock något missvisande som ett mått som på drivkraften för handel på fri marknad. Det beror på att det mellan en produktionskostnader och priset till slutkunden finns en mängd pålägg i form skatter, överförings- och distributionskostnader, koncessionsav

avgifter, m.m. se nedanstående figur.

106 Utrikeshandel med el

Konsumentpris exkl. skatt

Övrigt

Koncessionsavgifter

Nätkostnader

Produktionskostnadimportpris

Eftersom importerad belastas med avgifter för nättjänster, samma koncessioner m.m. som inhemskt producerad är det produktionskostnaden i importlandet eller priset på import från annat land är som relevant för exportören.

4.3.1 Kostnader och i

priser dag

I appendix redovisas produktionskostnader och priser i Norden och i Tyskland. En jämförelse mellan länderna är flera skäl svår att göra. av Det kan för det första svårt att hitta tillförlitliga källor för vara produktionskostnader, räkraftpriser samt priserna till elverk och elintensiva industrier. För det andra är den statistik finns ofta inte som jämförbar mellan olika länder då typkundema specificeras på olika sätt. Vidare är jämförelsen känslig för ändringar i växelkursen. Relationen mellan svenska och utländska elpriser har exempelvis förändrats drastiskt efter den svenska kronans fall hösten 1992.

Produktionskøstnader

De länder som här behandlas har elproduktionssystem består som av olika typer av anläggningar med olika ekonomiska förutsättningar, och de har därmed också helt olika kostnadstrukturer. Som framgår av nedanstående figurer har anläggningar med låga rörliga kostnader också höga fasta kostnader och omvänt. Figuren nedan visar rörliga kostnader, som direkt kan i anges öre/kWh. Dessa utgörs främst bränslekostnader samt s.k. rörliga driftav

Utrikeshandel med el 107

och underhållskostnader. Vattenkraft har mycket låga, i princip försumbara, rörliga kostnader medan gasturbiner har mycket höga rörliga kostnader. Figur 4.6 Rörliga produktionskostnader

Öre/kWh

Gasturbiner Oljekondens Kolkondens Kärnkraft Vattenkraft I figur 4.7 visas fasta kostnader ränta, avskrivningar, fasta drift-

kostnader som är oberoende av om anläggningen används för produk-

tion eller inte. Äldre anläggningar har mestadels låga kapitalkostnader beroende på att avskrivningstiden för investeringarna ofta är kortare än anläggningens faktiska livslängd. Detta medför att de totala produktionskostnaderna i exempelvis äldre Vattenkraftverk för det mesta är betydligt lägre än i nya.

108 Utrikeshandel med el SOU 1995114

Figur 4.7 Fasta produktionskostnader

kr/KW,år

Vattenkraft

Kärnkraft

Kolkondens

Oljekondens

Gasturbiner

sammansättningen av de olika ländernas elproduktionssystem kan således till stor del förklara de skillnader i elproduktionskostnader som beskrivs i appendix. Sammanfattningsvis kan det konstateras att Norge med sitt vattenkraftbaserade system under normala förhållanden har de lägsta produktionskostnadema, såväl totalt som på marginalen. Dämäst kommer Sverige med ett system som till hälften baseras på vattenkraft och till hälften på kärnkraft. Även Finland har med sitt blandade relativt låga genomsnittsystem liga produktionskostnader. Normalt har dock Finland högre marginalkostnader än Norge och Sverige, eftersom det är kolkraft eller dyrare kraftslag som utnyttjas på marginalen. Så är fallet även i Danmark och brânslekostnadema för kol bestämmer där, liksom i Finland, de marginella produktionskostnadema under en stor del av året. De totala produktionskostnadema ligger i Danmark högre än i de övriga nordiska länderna Produktionkostnadema är ännu högre i Tyskland. Det beror delvis på de omfattande investeringar i reningsutrustning har genomförts i de som koleldade kraftverken i västra Tyskland. Även tvånget för kraftverken att använda en viss mängd inhemskt kol, är 3-4 gånger dyrare än som

Utrikeshandel med el 109

importerat kol, bidrar till att produktionskostnadema är höga. De marginella produktionkostnadema är dock, i den mån det är importerat stenkol eller brunkol används på marginalen, inte väsentligt högre som än i Danmark eller Finland.

Råkraftpriser och priser till distributörer

Med råkraftpris här det genomsnittliga priset på stamnätsnivå. Det avses innefattar således enligt denna definition avgifter för överföring på stamnätet men inte på de regionala näten. Råkraftpriser i de nordiska länderna och i Tyskland behandlas i appendix. Om man till råkraftpriserna adderar överföringsavgifter för regionnäten erhålles det pris som betalas av distributörer och stora industrier är direkt anslutna som till regionnäten. I tabell 4.7 ges en sammanställning de priser distributöreri av som olika länder betalar till producentema. För att belysa effekten av de senaste årens växelkursförändringar har även priser i 1992 års växelkurser angetts. Siñroma i tabellen bör tolkas med försiktighet eftersom de inte är helt jämförbara. Exempelvis är det i vissa fall oklart vilka övertörings- och andra avgifter ingår. I Tysklands fall är gapet som mellan produktionkostnadema och priset till distributörerna påfallande stort.

Tabell 4.7 Pris till distributörer och producentskatt år 1994 svenska kWh öre per

1993 års växelkurs 1992 års växelkurs

l 1993 års mittpriser NOK 1,10, FIM 1,36, DKK 1,20, DEM 4,71. ; 2 1992 års mittpriser; NOK 0,94, FIM 1,3, DKK 0,96, DEM 3,73. 3 Gäller år 1993. Källa: NUTEK, Nátkostnader i överföring och distribution av el. "Gränslös el", utredningar om elmarknadsreformen, DS l994z2

110 Utrikeshandel med el

Elprisema till distributörerna är lägst i Norge och därefter kommer Finland och Sverige där nivån är ungefär densamma. Om man undantar producentskatten pekar dock de tillgängliga uppgifterna på lägre priser för distributörerna i Finland, vilket kan förklaras av att överföringskostnadema på de regionala näten är lägre än i Sverige. Efter de senaste årens växelkursföråndringar ligger prisnivån for de danska distributörerna betydligt högre än i Norden i övrigt. De tyska elverksprisema är allra högst.

Elpriser till industrin

I tabell 4.8 visas priser till olika industrikunder i de nordiska länderna och i Tyskland. Som framgår av kommentarerna till tabellen skiljer sig deñnitionema de olika storleksklassema mellan länderna. Det bör av påpekas att det i Sveriges finns industrier som är betydligt mer elintensiva än den största storleksklassen i tabellen.

Utrikeshandel med el lll

Tabell 4.8 Industrins elpriser år 1994, exklusive skatt, svenska öre/kWh Pris till elinten- Pris till mellan- Pris till mindre

Rangordningen av de olika länderna när det gäller industrins elpriser varierar beroende på kundens storlek. För stora och mellanstora industrier har Norge de lägsta priserna. För mindre industrier ligger priserna i Norge och Sverige på i stort sett samma nivå, medan Danmark och Finland har högre priser. De tyska elpriserna till industrin är för alla storleksklasser betydligt högre än i de nordiska länderna. För mycket elintensiv industri med hemliga kontrakt är dock skillnaderna sannolikt betydligt mindre.

Skatter och avgifter

Skatter och avgifter i insats- eller producentledet påverkar förutsättningarna för elhandeln. Det gäller dock inte skatter i konsumtionsledet, eftersom de drabbar importerad och inhemskt producerad lika.

1993 års mittpriser; NOK 1,10, FIM 1,36, DKK 1,20, DEM 4,71. 2 Sverige 140 GWh/år och 20 MW, Norge genomsnitt for industri 70 över GWh/år, Finland 500 GWh/år och 70 MW, Tyskland 75 MW, Danmark saknar denna typkund. 3 Sverige 50 GWh/år och 10 MW, Norge 50-70 GWh/år, Tyskland 50 GWh/år och 10 MW. Danmark och Finland saknar denna typkund. 4 Sverige 2 GWh/år, Norge 1,25-2,0 GWh/år, Finland 2 GWh/år, Danmark l GWh/år. 5 År 1993. Källa. NUTEK, Energirapport, Bl994:9 ° Uppgifter för år 1992

112 Utrikeshandel med el

Även subventioner till olika kraftslag eller bränslen påverkar elproduktionskostnadema. Subventioner är i grunden oförenliga med EG-rätten, tillstånd kan i speciella fall beviljas EG-kommissionen. Sådana men av tillstånd har för det mesta gällt subventioner till förnybara energikällor, exempelvis vindkraft. Det är också i praktiken tillåtet att subventionera inhemska energikällor till 20 % det totala behovet av primärupp av

energi för elproduktion.:

I Sverige, Norge, Danmark och Tyskland ligger skatterna på huvudsakligen i konsumentledet, medan Finland har skatter i producentledet och importskatt. En översikt skatter och avgifter i en av ges appendix.

Miljörestriktioner

Elproduktionssystemen i olika länder påverkas såväl nationella som av internationella miljökrav och emmissionsmål, som i första hand berör produktion från fossila bränslen. Kraven leder i många fall till att investeringar i reningsutrustning måste göras i befintliga produktionsanläggningar, vilket ökar produktionskostnaderna. En snabbare nedläggning äldre anläggningar än vad hade skett, kan också av som annars bli följden. För nya anläggningar har miljökraven betydelse för investeringskostnadema och de påverkar därmed framtida kostnader och priser för el. Hur olika länder påverkas beror främst på elproduktionsystemets sammansättning Av de länder här studeras har samtliga nationella miljökrav för som

stora anläggningar är strängare eller lika stränga som EU:s se

nya som appendix. Danmark och Tyskland har redan infört miljönormema fullt ut och har strängare utsläppskrav på kväveoxid än övriga EU-länder, förutom Sverige och Finland. Tyskland har dessutom krav på anläggningar från l MW. Sverige har de strängaste kraven. Vad beträffar reducering av utsläpp från befintliga anläggningar har i västra Tyskland och Danmark i stort sett redan genomfört nödman vändiga investeringar, och produktionskostnadema i äldre anläggningar kommer snarast att minska i takt med att investeringarna skrivs av. I östra Tyskland kommer anpassning till miljöreglerna att leda till en sanering och nedläggning av produktionsanläggningar vilket innebär

2 Denna siffra skall minska till 15 % är 2000.

Utrikeshandel med el ll3

ökade kostnader i elsystemet p.g.a. nyinvesteringar. När det gäller utsläppsnormer för nya anläggningar är skillnaderna mellan de studerade länderna inte så stora att de borde upphov till ge några större kostnadsskillnader.

4.3.2 Möjlig framtida utveckling

Den nuvarande överföringskapaciteten mellan länderna utgör en begränsning möjligheterna att handla med el. Speciellt gäller detta av handeln mellan de nordiska länderna och kontinenten, även sedan Baltic Cable fardigställts. Med tanke på att det tar tid att bygga nya ledningar, inklusive förstärkning av nätet inom Sverige, är det stort intresse att av närmare försöka uppskatta kostnader och priser på morgondagens elmarknader. Utgående från dagens situation kan ett antal faktorer identifieras, som kan komma att påverka den närmaste framtida utvecklingen. Nedan diskuteras några av dessa faktorer. Liksom alla framtidsbedömningar är diskussionen behäftad med stor osäkerhet.

Förändringar i regelverken och utrikeshandel

En avreglering av elhandeln kan medföra betydande förändringar. För Sveriges del väntas en ökad konkurrens mellan producentema att leda till att ett dolt kapacitetsöverskott frigörs och att priserna sjunker. Vinstema kommer därmed att omfördelas från producenter till konsumenter. De krympande vinstmarginalema inom såväl produktion som försäljning ger samtidigt ökade incitament till kostnadssänkningar. Avregleringen förväntas även leda till ökad effektivitet med avseende en på investeringarna, och därmed på längre sikt lägre totalkostnader än om elmarknaden inte rcformeras. Reformen i Finland sker i en situation utan utbudsöverskott, vilket medför att effekterna på prisnivån i Finland kanske inte blir så stora som i Sverige. Intresset från finska kunder att köpa kraft från Norge och Sverige är stort. En ökad export till Finland kan leda till att de förväntade prissänkningama i Sverige blir något mindre. För att exporten till Finland skall kunna öka måste emellertid utbyggnad en av överföringskapaciteten ske. En ökad integration av den nordiska elmarknaden följd som en av elm arknadsrefonnema skulle få effekter i Sverige framför allt ett genom ökat handelsutbyte med Norge. Redan det faktum att norska producenter får möjlighet att komma in på den svenska marknaden kommer att genom den ökade konkurrensen verka pressande på den svenska

114 Utrikeshandel med el

elprisnivån. Dessutom finns, på grund att elproduktionen är av vattenkraftbaserad i Norge, under de flesta år ett elöverskott och därmed normalt lägre priser än på den svenska marknaden En ökad nordisk integration kommer att leda till en utjämning av elprisema och därmed till en press nedåt på de svenska elprisema. Handeln mellan Norden och Tyskland kan väntas öka i omfattning i takt med att överföringsförbindelserna byggs ut. Med Baltic Cable har Sverige numera en överföringskapacitet till Tyskland på 600 MW. Kabelns överföringskapacitet motsvarar 2 % den svenska ca av elproduktionskapaciteten. Inverkan på elpriserna i Sverige av en ökad handel med Tyskland sker även indirekt via den norska elmarknaden när den norska handeln med Tyskland ökar. En eventuell export till Tyskland från Sverige av och Norge kommer att verka prishöjande eftersom utbudet på den nordiska elmarknaden minskar. Detta gäller i främst för fast kraft men även för tillfällig kraft om exporten väsentligt överstiger importen. En reformering av elm arknaden i Tyskland kan med tiden komma att

bli verklighet se avsnitt 4.2.3 En ökad konkurrens väntas då leda till

sjunkande elpriser till följd effektivisering och eliminering av av monopolvinstema. Därutöver kan en ökad import från Frankrike, Norden och eventuellt även Polen prisnivån ytterligare. En pressa avreglering av den tyska marknaden kan således väntas leda till lägre priser för de tyska elkonsumenterna och dagens prisskillnader kommer i den nya situationen därför inte att relevanta. vara

Den framtida elförsärjningen

Hur kostnader och priser kommer att ändras i framtiden beror bl.a. på de olika ländernas framtida kraftbalans, dvs. förhållandet mellan tillgång och efterfrågan. Utvecklingen kraftbalansen är i sin tur främst av beroende av efterfrågetillväxten samt av eventuell tillkommande kapacitet och nedläggningar. En utbyggnad av produktionskapaciteten kan försvåras olika av politiska och miljömässiga restriktioner, som exempelvis kan vara beroende av ländernas nationella och internationella åtaganden när det

Vid regnfattiga år torrår kan dock priserna i Norge bli höga, eftersom man under dessa år mäste importera från Sverige och Danmark eller ta flerårsmagasin i anspråk.

S0 U 1 995: 1 4 Utrikeshandel med el 115

gäller koldioxidutsläpp. Även energi- och miljöpolitiska avvägningar

som påverkar befintliga anläggningar har stor betydelse. I appendix finns en beskrivning hur elförsörjningen förväntas utvecklas i olika av länder, kort sammanfattas här. som Enligt tillgängliga förväntas eleñerfrågan i de nordiska prognoser länderna, med undantag Finland, och i västra Tyskland öka med av att cirka 1 % år under den närmaste tioårsperioden. I Finland bedöms per efterfrågan öka med cirka 3 % år. Det överskott idag finns i per som Sverige, Norge och Danmark kommer att krympa mot slutet seklet. av Därigenom förväntas elpriset stiga successivt i samtliga länder. I Finland, som i dag inte har något överskott, kommer behovet av ny produktionskapacitet och/eller ökad import att bli påtagligt när

elhandelsavtalet med Ryssland löper ut år 2000. En ökad integration

av de nordiska elmarknadema kan dock medföra att utbyggnadsbehoven och pristegringama kan skjutas framåt i tiden. Prisnivån på en gemensam nordisk elmarknad kommer att utjämnas. I västra Tyskland förväntas den stigande elefterfrågan att täckas genom ökad import och en utbyggnad anläggningar med produkav tionen baserad på främst importerat kol och naturgas. En omläggning av kolsubventionema är planerad, skulle sänka produktionskostsom nadema i de stenkolseldade kraftverken. Elprisema förväntas falla realt. I östra Tyskland har den kraftiga nedgången i elefterfrågan mattats av och förväntas vända till uppgång. År 2005 bedöms elanvänden ningen att ligga på ungefär nivå år 1989. Eftersom stor samma som en

del de gamla brunkolseldade anläggningarna kommer läggas ned

av att av miljöskäl, är behovet produktionskapacitet relativt stort. av ny

Investeringar förväntas ske i brunkolsanläggningar och i

nya anläggningar som använder importerat stenkol och naturgas.

4.4 En nordisk elmarknad

Sedan många år är elsystemen i Norden knutna till varandra. Samarbete har i första hand skett mellan de stora kraftproducentema i de olika länderna. Riktlinjer för samarbetet har ofta skett inom Nordelf Detta samarbete har varit nödvändigt tekniska skäl eftersom Sverige, av Norge, Finland och Själland är sammankopplade med växelströmsför-

bindelser, vilket innebär att förändring i elproduktionen eller

en

4 Nordel ett samarbetsorgan främst för de är stora elproducentema i dc nordiska länderna.

116 Utrikeshandel med el

elkonsumtionen i ett land omedelbart får återverkningar i de andra länderna. Samarbetet mellan företagen har också gällt ekonomiska frågor, och det har bl.a. funnits överenskommelser om de prissättningsprinciper skall gälla för den s.k. tillfälliga handeln mellan länderna. som Samarbetet har fungerat bra, har dock begränsats av att det enbart men gällt de stora produktionsföretagen. Norge har de åren genomfört stora förändringar i syfte att senare effektivisera elmarknaden. En rad åtgärder har vidtagits för att öka förutsättningarna för konkurrens på de områden där konkurrens är möjlig samtidigt den statliga regleringen har blivit mer omfattande som och effektivare på andra områden. Syftet med reformen har varit att stärka elkonsumentemas ställning. Till följd att den norska reformen av genomfördes tidigare än i andra nordiska länder har förutsättningarna för den nordiska elkraftutbytet förändrats. Det vilande lagförslaget i Sverige och det regelverk som skall träda ikraft i Finland under år 1995 har stora likheter med den norska ellagstiftningen. Genom att harmonisera regelverken i de nordiska länderna skapas förutsättningar för ett effektivare utnyttjande av de nya Om inte Sverige ändrar lagstiftningen i gemensamma resurserna. riktning mot vad gäller i de andra länderna, finns en risk för att som den nordiska handeln kan försvåras med negativa konsekvenser för driftekonomin och miljön.

4.4.1 Fördelar med en integrerad nordisk elmarknad

Bättre utnyttjande av produktionsresurserna

Det finns stora fördelar med att koppla elsystem med stor andel samman vattenkraft med elsystem med stor andel värmekraft. Orsaken är att det ofta är billigt att reglera vattenkraftproduktion, dvs. att öka produktionen för att möta belastningsvariationer eller bortfall annan produktion. I av elsystem med stor andel vattenkraft finns det sällan någon risk att ett en effekten i den samlade produktionen inte skall räcka till. Däremot finns risk för att den totala mängden vatten inte skall räcka till att producera all den energi behövs. I ett vårmekraftsystem är situationen den som omvända. Genom att integrera ett värmekraftsystem och ett vattenkraftsystem uppnås flera fördelar:

Utrikeshandel med el

Bättre bränsleekonomi i värmekraftverken vattenkraften - genom att utnyttjas för att reglera belastningsvariationer. Lägre utsläpp miljöskadliga ämnen att värmekraftverken - av genom kan köras jämnare och under kortare tid året. av Befintlig vattenkraft utnyttjas i stället för att bygga värmekraft - som enbart skulle komma att utnyttjas under fåtal timmar ett som

topplast. Om nyinvesteringar krävs är det ofta billigare det

att, om är möjligt, höja effekten i befintliga vattenkraftstationer än att investera i värmekraft.

I stället för att investera i dyr reservproduktion eller investera i flerårsmagasin för att kunna vatten utnyttjas befintlig värmespara kraft mer när det är ont vatten. om En gemensam marknad för med betydande och lättillgängliga reglerresurser garanterar att den billigast tillgängliga reglerresursen

utnyttjas vid varje tidpunkt. Eftersom vattenkraften i de nordiska länderna har olika egenskaper lättare att reglera i Norge minskar de

gemensamma kostnaderna for reglering vid samordning. en

Förbättrad konkurrens

Elmarknadsreformerna i Norge, Sverige och Finland är delvis en anpassning till stora förändringar på elområdet

se underlagspromemoria

I, vilka har medfört ett ändrat beteende hos elmarknadens aktörer;

producenter, distributörer och slutförbrukare el. Den nuvarande av ellagstifiningen förutsatte stor andel offentligt ägande inom kraftinduen strin och distributionen för att fungera tillfredsställande och det ge

konsumentskydd som eftersträvades.

Ett kraftföretag med stor andel produktionskapaciteten och en av marknaden har flera olika möjligheter att utnyttja situationen till sin

fördel. Detta gäller speciellt i den situation råder i dag, risken som men finns även på reformerad elmarknad koncentrationen i produken om tionen är för hög. Förutsättningarna för fungerande konkurrens ökar en betydligt på nordisk elmarknad. På norsk-svensk en gemensam en elmarknad kommer exempelvis Vattenfalls andel de sammanlagda av produktionsresursema att reduceras till knappt 30 %, vilket ungefär

motsvarar Statkrafts andel den norska produktionen. På av en gemensam norsk-svensk-fmsk elmarknad är Vattenfalls andel drygt 20 %.

Utrikeshandel med el

Stabilare priser

I vattenkraftsystem i Norge är det svårt att förutsäga den ett rent som

kortsiktiga prisnivån. Orsaken är att den rörliga produktionskostnaden prisgolvet mycket lågt, 2 öre/kWh Å

for vatten är låg, dvs. att är ca andra sidan kan priserna stiga till höga nivåer aktörerna befarar att om det kommer att bli ont om vatten framöver. I ett kraftsystem med större andel värmekraft riskerar inte priserna en svänga på sätt. Till skillnad från vattenkraftsystemet bestäms att samma

priserna faktiska produktionskostnader än av bedömningar av det

mer av framtida innehållet i vattenmagasinen. Redan idag bestäms prisnivån på dygns- och veckomarknaden i Norge till del kraftsituationen och priserna i Sverige, Danmark stor av och Finland. I det nordiska kraftsystemet används nästan alltid någonstans kolkraft. Den rörliga kostnaden för kolkraft ligger på 13 öre/kWh. ca

Förutsatt det inte finns nätbegränsningar vilket sällan är fallet

att kommer inte prisnivån i Norge normalt att sjunka under 13 öre/kWh vid nordisk elmarknad. På motsvarande sätt finns det betydande en öppen mängder produktion i Norden har rörlig kostnad på under 30 som en öre/kWh. Det betyder att prisnivån vid kortsiktiga affärer inte bör understiga 13 öre och inte överstiga ca 30 öre. ca Om det riskerar att bli brist på kraft kommer prisnivån på kortsiktiga affärer stiga. Om det inte finns produktion att sätta in eller om att mer producentema håller på kraften måste anpassningen ske hos elkonsu- Det finns många konsumenter kommer att välja att mentema. som tillfälligt minska sin elanvändning priserna blir höga. Sådan om priskänslig förbrukning finns inom hushållen framför allt inom men industrin. Ju fler konsumenter känner av prisforändringarna desto som snabbare och lättare blir anpassningen. Detta gör att de prisfluktuationer kommer uppstå på nordisk marknad blir mindre som att en gemensam än motsvarande prisfluktuationer de nationella marknaderna är om isolerade.

5 Prisgolvet bestäms huvudsakligen produktionsskatten för närvarande av som är 1,5 norska öre per kWh.

Utrikeshandel med el 119

Effektivare investeringar

Ett viktigt motiv till den ellagstiftningen i Norge, Sverige och nya Finland är att skapa bättre investeringsincitament. Med en gemensam nordisk elmarknad ökar förutsättningarna för att investeringar genomförs där det är billigast och att de genomförs de företag bäst av som är är lämpade att genomföra investeringen. En integrerad nordisk elmarknad kommer innebära ökad handel en både på kort och lång sikt och därmed ett ökat behov överföringskaav pacitet. Eftersom de ökade möjligheterna till handel leder till att de befintliga produktionsresursema kommer att utnyttjas effektivare kan investeringar i kraftproduktion till del skjutas på framtiden. Ett ny en optimalt utnyttjande befintlig produktion och optimal lokalisering av en av ny produktion förutsätter dock att överföringstjänstema är riktigt

prissatta.

4.4.2 Miljökonsekvenser

Som tidigare beskrivits medför öppna nät att producenter och kunder kan handla fritt vilket i sin tur leder till ett effektivare utnyttjande av befintliga och effektivare investeringar. resurser En öppning av elnäten ökar förutsättningarna för att det kraftslag vid varje tidpunkt kommer att utnyttjas har de lägsta rörliga som kostnaderna. Följande effekter kan då väntas inträffa:

Vattenkraften kommer att utnyttjas effektivare. Vid våtår kan vattenkraftsproducenter lättare få avsättning för sin och risken för

att vatten måste spillas minskar. Hur stora miljöeffekterna blir beror på vilket kraftslag Vattenkraften ersätter. Som det nordiska som produktionsystemet är utformat är det under normala förhållanden kolkraft som har de högsta rörliga kostnaderna och därför som kommer att minska i volym tillgången på vattenkraft är god. Om om vattenkraft ersätter kolkraft minskar utsläppen miljöfarliga ämnen. av

Värmekraftverken kan köras jämnare vattenkraftens regleregen- - om skaper kan utnyttjas till fullo handel. Genom att undvika genom uppoch nedregleringar av produktionen i värmekraftverken blir bränsleekonomin bättre och utsläppen därmed lägre.

Eftersom kärnkraft har lägre rörliga kostnader än kolkraft kan den vid ökad handel komma att ersätta viss kolkraft baslast, vilket som medför reduktioner i de samlade utsläppen.

120 Utrikeshandel med el

I bristsituationer kan undvika att använda reservanläggningar - man stora utsläpp miljöskadliga ämnen. För Sveriges del som ger av består reservkapaciteten gasturbiner och äldre oljekondensanläggav ningar med höga rörliga kostnader. Det kommer i de flesta fall att finnas kraft att tillgå till lägre kostnader på en integrerad nordisk marknad.

Liksom i dag kommer Sverige i framtiden sannolikt att i vissa situatioimportera framställt med kol från Danmark. Som vi redan ner beskrivit önskar i Danmark reducera kolanvändningen till förmån man för och biobränslen vid elframställning, gärna i kombination med gastjärrvärme. Detta belyser vikten integrerad nordisk miljöpolitik av en vad gäller utsläpp svavel och kväve samt koldioxid. av För att uppnå ett effektivt utnyttjande produktionresursema med av hänsyn tagen till deras miljöpåverkan måste miljökostnadema tillåtas att slå igenom på produktionskostnadema för el, dvs. skatter och avgifter på miljöskadliga ämnen måste läggas på bränslen i elproduktionen. Detta gäller även länderna inte handlar med varandra, men om reduceringen utsläppen blir större vid ökad integration. Det är av en också viktigt att utsläppsnormer för produktionsanläggningar inte skiljer sig väsentligt mellan olika länder. Att använda importskatter på för att kompensera för olika former och nivåer miljöavgifter mellan länderna är inte tillåtet enligt EG och av GATT. Om Sverige exempelvis skulle införa koldioxidskatt även i elproduktionen är det inte möjligt att importskatt förhindra att genom en importen av fossilbaserad ökar. På längre sikt kommer utsläppen av miljöskadliga ämnen att påverkas vilka investeringar kommer att göras i nya produkav som tionsanläggningar. Genom att de samlade resurserna utnyttjas bättre vid ökad handel kan investeringar, exempelvis i värmekraftanläggningar nya för topplast undvikas eller senareläggas. Den utbyggnad produktionskapaciteten är nödvändig kommer av som på integrerad marknad att ske där det är billigast. I detta sammanen hang kan miljöavgifter och utsläppsnormer för nya anläggningar vara avgörande för i vilket land anläggningarna byggs. Det är därför viktigt att avgifter och harmoniseras så att ett land inte får konkurrensnormer fördelar på grund lägre miljökrav. Som beskrivs närmare i appendix av är kraven på anläggningar relativt lika i de nordiska ländema. I nya appendix beskrivs även det arbete på området bedrivs intematiosom nellt.

Utrikeshandel med el 121

Det är svårt att kvantiñera effektema på miljöutsläppen utrikesav handeln med och de försök som görs i detta avsnitt får närmast betraktas som räkneexempel. Ett problem härvidlag är att bestämma hur stora utsläppen i elsektom skulle vara i respektive land i avsaknad av handel. Vidare förekommer stora variationer i handeln mellan de nordiska länderna från år till år. Dessa beror främst på årsvisa skillnader i nederbörd men även på varierande tillgänglighet i kärnkraftverken. Om vi betraktar effektema på kort sikt har vi redan pekat på hur mönstret för kraftutväxlingen mellan de nordiska länderna möjliggör minskade utsläpp från elproduktionen. De största miljövinstema härrör från att vatten- och kärnkraft genom handel kan ersätta produktion i fossilbaserade anläggningar. För uppfattning storleksordatt ge en om ningen kan nämnas att varje ersatt TWh från ett konventionellt kolkraftverk minskar utsläppen koldioxid med i genomsnitt 0,9 av miljoner ton°. För kolkraftverk är motsvarande siffra 0,7 miljoner nya ton koldioxid. Utsläppen av svavel och NO, minskar med 0,5 tusen ca ton vardera per TWh. På längre sikt, om efterfrågan på växer, behövs produktionskany pacitet. Om miljöavgifter tillämpas i elproduktionen kommer miljökostnadema att påverka investeringsbesluten och effekterna miljöavav gifterna förstärks den nordiska elmarknaden integreras. Modellbeom räkningar visar att med en avgift på knappt 400 SEK ton koldioxid per 350 NOK skulle de samlade utsläppen på den nordiska elmarknaden vid handel reduceras med över 7 miljoner ton koldioxid år 2000 jämfört med ett fall utan handel.7 Motsvarande siffra för år 2010 är 20 miljoner ton.

4.4.3 Konsekvenser olika

av marknadssystem i Sverige, Norge och Finland

Om det vilande lagförslaget i Sverige inte införs kommer Sveriges elmarknadssystem att skilja sig väsentligt från vad gäller i Norge som och Finland. Detta skulle innebära betydande nackdelar eftersom en integration av den svenska elmarknaden med de övriga ländernas

Energi- og CDi-avgifter som klimatpolitiske virkemedel i Norden. Nordisk Minister-räds ad hoc gruppe för klimatstrategier på energiområdet. EK-EN E 1/94-6. Statistisk Sentralbyrå 1994. cOz-utslipp det nordiske elektricitetsog markedet. En modellanalyse.

122 Utrikeshandel med el

elmarknader då inte är möjlig. Norge kan välja att orientera sig mer mot kontinenten om den svenska reformeringen inte blir av. Fler kablar kan byggas och Norge kan långsiktiga avtal binda en stor del av sitt överskott till genom kontinenten. Möjligheterna för Sverige att bedriva handel med de övriga nordiska länderna kommer att försämras om reformeringen inte fullföljs. Detta får i sin tur ett antal negativa följdverkningar för bl.a. resursutnyttjandet, driftsäkerheten, konkurrensen och miljön.

4.4.4 Vägen mot en fortsatt integration

Det pågående arbetet med ny ellagstiftning i Finland, Norge och Sverige har aktualiserat frågan om hur förbindelsema mellan de nationella elmarknadema skall utnyttjas i framtiden och hur det hittillsvarande nordiska samarbetet på elområdet skall föras vidare. En arbetsgrupp under Nordiska ministerrådet avlämnade i augusti 1994 rapporten "Det nordiske kraftmarkedet under utvikling" som bl.a. behandlar förut- sättningarna för och behoven åtgärder för att utveckla det nordiska av elsamarbetet. De nordiska energiministrama beslöt i november 1994 att överlämna rapporten som sitt svar på Nordiska Rådets rekommendation nr. 9/1993 om "Nordels framtid". I rapporten konstaterar arbetsgruppen att de ekonomiska och miljömässiga vinsterna av det nordiska elsamarbetet kan öka ytterligare om samarbetet vidareutvecklas. I den nya situationen, när regelverken för elhandeln ändras på områden nättillgång, prissättning och som rollfördelning på marknaderna, bör samarbetet omorganiseras. Särskilt bör ett vidare samarbete om driftkoordineringen i det nordiska elsyste-

met prioriteras. Ändringama medför bland annat att ansvaret för centrala

funktioner i elsystemet i flera länder förläggs till nya aktörer. De systemansvariga i de enskilda länderna bör därför utarbeta de avtal och riktlinjer som krävs för att säkra ett systemtekniskt samarbete mellan länderna i det nordiska frekvensområdet. Arbetsgruppen påpekar samtidigt att de grundläggande tekniska förutsättningarna är goda för en utveckling av den nordiska elhandeln. Gruppen pekar på bland annat följande viktiga inslag i utvecklingen av en nordisk elmarknad:

ett effektivt systemtekniskt samarbete, t.ex. en nordisk regler- - mer

Utrikeshandel med 123

kraftsmarknad, hantering flaskhalsar i överföringssystemet och principer för - av utnyttjande överföringsförbindelsema inte snedvrider eller av som

hindrar handeln,

regler för nättillgång och avgiftssystem inte snedvrider handeln som eller diskriminera vissa aktörer,

övertöringstariifer baseras på de reella kostnaderna. Ett - som

punkttariffsystem bidrar till mer effektiv handel,

en regelbundet och ömsesidigt informationsutbyte mellan de systeman- svariga de långsiktiga infrastrukturplanema i de enskilda om länderna,

standardiserade metoder för mätning och avräkning, handelsformer börser och organiserade marknader effektiviserar - som handeln bl.a. reducera transaktionskostnadema, förbättra genom att

prisinformationen och förbättra marknadsaktöremas möjligheter att

hantera risk och osäkerhet,

vid etableringen börser och organiserade marknader i flera av

- av länderna bör regelverken för sådan handel samordnas,

möjligheten till långsiktiga avtal mellan länderna kan bidra till mer rationella investeringari elproduktion och miljöfördelar. Om man ge önskar bästa möjliga utnyttjande de nordiska energiresursema ett av

kan inte målet självförsörjning i varje land upprätthållas strängt.

om

de miljöpolitiska styrmedlen bör fastställas så att prissignalema till

kraftmarknaden blir konsistenta.

5-0269, Bilaga 5- l

Glesbygdskundernas situation 125

5 Glesbygdskundemas situation

ellagstiftningen riksdagen beslöt i maj 1994 Den vilande som om produktion och försäljning skiljs från överföringen av innebär att av elkunden betyder det elleveransema blir

nätverksamhet. För att

två avtal ett avtal inköp och ett avtal beroende av separata om av överföring till kundens uttagspunkt på elnätet. om av pris kunden då betalar till elproducenten eller elleverantören Det som princip oberoende i landet elen tas ut från nätet. Kundens är i av var säljaren skall tillhandahålla på elnätet och inköpsavtal reglerar när vilka villkor det skall ske, det är kunden som genom sitt under men avtal med nätföretag har att till att elen kan tas ut från nätet. ett se normalfallet kommer kraftproducent att ha avtal med en I en möjliggör överföring från kraftstationen till nätägare som av Kundens avtal med den nätägare till nät han är ansluten stamnätet. vars anslutning till och överföring på nätägarens nät, utmatning inkluderar från och överföring på eventuella mellanliggande nät. Det stamnätet innebär köpare kan avtala inköp med vilken producent att en av om eller säljare helst i landet. Elpriset blir oberoende av var kundens som uttagspunkt belägen. Den delen det totala pris kunden betalar är av som den elektriska energin påverkas inte den tas ut i glesbygd för av om i Det alltså de reglerna för prissättning nättjänster eller tätort. är nya av måste granskas med avseende på glesbygdskundemas situation. som Den följande framställningen är därför inriktad på att beskriva den

praxis i tariffsättningen, har tillämpats med gällande regelverk, som nu och de planer för nättariffemas utformning enligt det nya regelverket,

har redovisats några företag. Som bakgrund till framställningen som av också jämförelse mellan de bestämmelser i den gällande och görs en den vilande lagstiftningen är betydelsefulla för vad kunderna som betalar för elöverföringen.

I det följande avsnittet redovisas innebörden några viktiga av begrepp koncession, regionalt nät, lokalt nät etc. Avsnitt 5.2 som behandlar de gällande bestämmelserna prissättning, leveransnu om skyldighet och den aktuella prissättningen elöverföring på m.m. av och elleveranser från regionala nät och lokala nät. stamnätet av avsnitt 5.3 beskrivs de vilande reglerna för anslutnings- och I

126 Glesbygdskundernas

situation

överforingsskyldighet, nättarifTer på olika ledningsnivåer.

m.m. Med ett

regelverk den vilande ellagen

som friläggs priset för elöverföringen.

Lagen innehåller bestämmelser

om tariffsättning och särredovisning

av nätverksamhet är avsedda i huvudsak som att bibehålla gällande nu

praxis for tariffering av överföringstjänster. Beskrivningen kompletteras med en redovisning preliminära

av nättariffer för år 1995, som utarbetades vissa företag under hösten av 1994.

Därefter avsnitt 5.4 analyseras

behovet ändringar i den vilande av

lagstiftningen i syfte att stärka glesbygdskundemas

situation. Några fall

identifieras där det vilande regelverket under villkor skulle ogynnsamma

kunna leda till försämringar för glesbygdskunder.

Det bör understrykas

att dessa möjligheter att ändra

kostnadsfördelningen mellan kunder

också finns med den gällande ellagen. nu

5.1 Några viktiga begrepp

En glesbygdskund är i likhet - med övriga elkunder antingen ansluten -

till ett regionalt elnät kund med betydande förbrukning eller till ett lokalt elnät övriga kunder. Några

få mycket elkrävande industrier kan

ta ut sin direkt från stamnätet. Stamnätet utgörs av samtliga 400 och

220 kV ledningar i Sverige inklusive tillhörande ställverk, trans-

formatorstationer, Staten äger

m.m. genom Svenska kraftnät större delen

av stamnätet och disponerar avtal de övriga genom ledningar och andra

anläggningar som ägs enskilda företag.

av Nätet utnyttjas i dag de av

stora kraftföretagen för överföring mellan

av områden i landet och till

och från utlandet. Utlandsledningama

omfattar ledningar och kablar

mellan Sverige och våra grannländer. De är direkt förbundna med

stamnätet.

Begreppet regionnät eller regionalt nät är inte definierat i sig vare den gällande eller vilande lagtexten. Med ett sådant nät brukar förstås

ledningar på huvudsakligen spänningsnivåema

130-20 kV inom ett sammanhängande område förvaltas som av samma företag. De regionala

ledningarna innehas och drivs de

av kraftföretag som inom regionen levererar högspänd till kunder med större förbrukning. I figur

5.1 illustreras uppbyggnaden regionalt av ett nät. Nätet är i eller flera en punkter anslutet till Kunderna stamnätet. A-F tar ut på olika

spänningsnivåer, och inom regionnåtet transformeras

i flera led ned

från stamnätsnivån 400-220 kV.

SOU 1 995: 1 4 Glesbygdskundernas situation 127

Figur 5.1 Principskiss av ett regionnät

stamnätet, 400-200 kV

130-70 kV

130-70 kV ê

5.1;

V.:

Vc

50x10 kV

De kunder ut från det regionala nätet är antingen återförsäljasom tar distributionsföretag eller kunder med stor elförbrukning.

re lokalt

Regionnätsägarens kostnad för överföring till kundens uttagspunkt av beror i hög grad på det antal transformeringsled som leveransen genomgår och längden på det ledningsnät krävs för att överföra som elen till kunden. Kostnadsbilden är dock vanligen komplicerad än mer så, och det då svårt att entydigt hänföra alla kostnader till bestämda är kunder. Ofta försörjs ett flertal kunder utmed ledning, som i sin samma är förbunden med högre spänningsnivâer i flera punkter. tur Inom distributionsområdena, dvs. på ett lokalnät eller lokalt nät, sker därefter fortsatt geografisk ñnfördelning överföringsnätet samt en av transformeringar ända ned till leveransspänningen för hushåll på 230/400 volt. De lokala näten innehas och drivs lokala distributionsav företag. För att få uppföra eller använda elektriska starkström sledningar krävs

128 Glesbygdskundernas situation

tillstånd eller koncession. Enligt gällande lag förekommer två typer av koncessioner. Linjekoncession meddelas för viss ledning med i en huvudsak bestämd sträckning och områdeskoncession för ledningsnät inom ett visst område. Linjekoncession används för stamledning

400-220 kV, regionledning 130-20 kV i mindre utsträckning för

samt

fördelningsledning 20-3 kV. Områdeskoncession används för hög- och lågspänningsledningar och andra närdistributionsledningar, regel

som med en spänning om högst 20 kV, inom ett geografiskt begränsat område. Den har områdeskoncession behöver inte söka särskilt som en tillstånd för varje ledning under viss spänning. en I den nya lagtexten ersätts det nuvarande begreppet koncession med begreppet nätkoncession. Därmed markeras den koncessionsatt nya typen endast avser överföring nätverksamhet. Nätkoncession för av linje motsvarar den äldre linjekoncessionen. Nätkoncessian för område motsvarar den äldre områdeskoncessionen. Liksom idag skall den senare koncessionen ett ledningsnät inom ett visst område. Lagändringen avse innebär stora förändringar vad gäller koncessionshavamas skyldigheter, vilket redovisas i avsnitt 5.3 nedan. De kraftledningar tillsammans bildar stamnät och utlandssom ledningar omfattas således många linjekoncessioner. Enligt det av vilande lagförslaget skall de i framtiden omfattas nätkoncessioner för av linje. Också i ett regionalt nät omfattas och ledningarna var en av av linjekoncessioner, i framtiden nätkoncessioner för linje. För ledningarna inom ett lokalt nät krävs däremot inte linjekoncession för varje en ledning, utan koncessionshavaren får dra fram ledningar inom det geografiska område för vilket områdeskoncessionen gäller. Även i detta avseende överensstämmer de nuvarande och de bestämmelserna. nya I den vilande lagstiftningen ingår också lag handel med el, en om m.m. Den innehåller bl.a. bestämmelser särskild leveranskonom en cession för el. Denna koncession dock inte, de tidigare avser som nämnda koncessionstypema, uppförandet eller driften kraftledningar av utan rätten att leverera utan särskild mätning inom visst område, samt en skyldighet att leverera till samtliga abonnenter inom området. I leveranskoncessionärens skyldigheter ingår också köpa från små att producenter inom området. Leveranskoncessionen kan omfatta eller ett flera områden omfattas nätkoncession för område. som av

Glesbygdskundernas situation 129

S0 U 1 995: 1 4

5.2 Elöverföringspriser med nu gällande

regler

5.2.1 Vissa bestämmelser om leveransskyldighet,

prisreglering m.m.

områdeskoncession har enligt gällande lag i princip

En innehavare av nu eldistributionen inom området. För att abonnenter inom ensamrätt till skall tillförsäkras elleveranser har koncessionshavaren ålagts området

leveransskyldighet koncessionen yrkesmässig distribution.

viss om avser

har områdeskoncession för yrkesmässig distribution är

Den som en tillhandahålla till alla inom området behöver för skyldig att som Leveransskyldighet föreligger dock inte

normala förbrukningsändamål.

särskilda skäl till undantag. När ett område har tillgång till det finns om det meningen att i första hand dessa fjärrvärme eller naturgas är skall användas till uppvärmning byggnader. Leveransenergiformer av

för uppvärmningsändamål föreligger därför norm alt inte

skyldighet av förhållande. Innehavare områdeskoncession för under sådant av distribution vidare skyldig att köpa från mindre

yrkesmässig är elproduktionsanläggningar finns inom området.

som eldistributören skall kunna fullgöra sina skyldigheter har även För att

linjekoncession ålagts vissa skyldigheter. Om det är

innehavare av

förenligt med koncessionens ändamål är den som har linjekoncession

eller överföra den har områdeskoncession, skyldig att leverera som denne skall kunna fullgöra sina förpliktelser enligt det behövs för att om Samma skyldighet gäller mot förbrukare verksamhet "är ellagen. vars betydelse för det allmänna". Om det blir omöjligt för den som av större områdeskoncession avtal skaffa så att han kan fullgöra har att genom skyldigheter, kan koncessionsmyndigheten således ålägga den som sina antingen leverera eller att överföra el. Leverans-

har linjekoncession att

således rättighet koncessionshavaren kan skyldigheten är en som måste upplåta sin ledning han inte själv kan eller utnyttja, men han om

vill svara för leveransen. skyldighet för den har koncession att tillhandahålla Frågor om som enligt den gällande elförordningen NUTEK. eller köpa prövas nu av Sådant beslut får överklagas till kammarrätt.

förhindra den monopolsituation koncessionssystemet

För att att som utnyttjas till förfång för elföretagens kunder och mindre medför koncessionshavaren ålagts skyldighet att underkasta leverantörer, har en

13 0 Glesbygdskundernas situation SOU 1995:1 4

sig reglering av pris och övriga villkor för leverans, överföring eller inköp av el. Enligt lagtexten är ändamålet med denna skyldighet

"åstadkommandet skälig prissättning". Villkorsreglering kan begäras

av av den som använder eller önskar använda från anläggningen. Reglering kan också begäras den levererar eller önskar leverera av som

till anläggningen från sådan mindre elproduktionsanläggning inom

en området den har områdeskoncession är skyldig köpa som som en att från. Anläggningens innehavare kan begära ändring i eller upphävande

av beslut prisreglering. Ett avtal strider beslut

om som mot om

prisreglering är utan verkan.

Frågor om prisreglering avseende leverans, överföring eller inköp av prövas av NUTEK. Frågorna avgörs beslutande nämnd inom av en NUTEK, Prisregleringsnämnden för elektrisk ström. Nämnden består av en ordförande och andra ledamöter. Ordföranden jurist med sex är domarerfarenhet. I avgörandena deltar fem ledamöter. Förutom ordföranden deltar vanligen två ledamöter företräder förbrukarinsom tresssen och två ledamöter företräder eldistributörema. Om som ett ärende gäller priset för leverans från ett mindre kraftverk deltar av ledamöter företräder ägarna sådana kraftverk i stället för som av forbrukarföreträdama. Nämndens beslut kan enligt 31 § ellagen inte överklagas. Frågor rörande skadestånd, betalningstvister, tvist avläsningsfel om eller leveransvägran på grund utebliven betalning behandlas inte av av nämnden, inte heller frågor huruvida avtal kommit till stånd. Inte om heller har nämnden hittills gjort bedömningar enligt den kommunala

självkostnadsprincipen.

Svenska Elverksföreningens tariffkommission är ett organ som skall försöka förlika parterna före den slutliga behandlingen i prisregleringsnämnden. Tariffkommissionen består nio ledamöter företräder av som eldistributörer eller är konsulterande ingenjörer. En ledamöterna av är

jurist. Vid sidan förlikningsuppgiften fungerar tariffkommissionen

av

som utredningsorgan prisregleringsnämnden.

När en framställning pris- eller avtalsreglering inkommit sker om en förberedande skriftväxling NUTEK:s försorg. Därefter överlämgenom nas ärendet till prisregleringsnämnden, vidarebefordrar det till som tariffkommissionen. Där sker ett förlikningsförsök. Om försöket misslyckas återgår ärendet till nämnden för prövning. Under perioden 1939-1980 inkom 477 ärenden till prisregleringsnämnden. 278 ärenden förliktes inför tariffkommissionen 58 %. Åren 1980-1990 åstadkoms förlikning i 113 ärenden och återlämnades 44 ärenden till prisreglerings-

SOU 1995: 4 Glesbygdskundernas situation 13 l

nämnden. Prisregleringsnämnden gör enligt praxis helhetsbedömning det en av aktuella avtalet, och behandlar alltså inte endast något enskilt villkor, exempelvis priset. Om villkoren oskäliga föreskriver anses som nämnden rättelse. Några rättsliga befogenheter därutöver har inte nämnden. Nämnden kan exempelvis inte byta ut oskäliga villkor mot andra lämpligare. Nämndens beslut går inte att överklaga. Distributören är inte heller tvungen att följa nämndens beslut. Den som vill driva igenom ett beslut som nämnden fattat mot en part som inte godvilligt ändrar tariffen är därför hänvisad att ta upp frågan i allmän domstol. Nämndens beslut har inte heller någon rättsverkan i förhållande till andra abonnenter än den som begärt prövning. Eldistributörema har dock i allmänhet visat en betydande vilja att generellt följa nämndens utslag. Förutom prisregleringsnämnden löser allmän domstol och i vissa fall förvaltningsdomstol tvister mellan elabonnenter och deras distributörer. Allmänna reklamationsnämnden prövar också denna typ av tvister, dock endast om värdet av vad som yrkas överstiger l 000 kronor och tvisten inte gäller elräkningar förbrukning el. Konsumentverket som avser av har tillsyn över avtalsvillkorslagen enligt lagen 1971:112 oskäliga om avtalsvillkor i konsumentfcirhållanden. Verket förhandlar standardom villkor och kan Konsumentombudsmannen föra talan i Markgenom nadsdomstolen för att förbjuda oskäliga avtalsvillkor.

5.2.2 Prissättningen på stamnätet

På stamnätet har de transiterande kraftföretagens avgifter varit i stor utsträckning avståndsberoende. Enligt stamnätsavtalet, som tillämpades t.o.m. år 1991, hade de företag som överförde på stamnätet att betala ett antal s.k. basavgifter. Bland dessa fanns en avståndsberoende

överföringsavgift 90 kr/MWkm som svarade för en betydande del av

Vattenfalls intäkter stamnätet. År 1990 drygt hälften av togs av intäktema ut i form av sådana överföringsavgifter. Från år 1992 har stamnätsavtalet ersatts kraftnätsavtalet. I av kraftnätsavtalet är inträdesavgiften, de fasta årliga avgifterna och den fasta delen av terminalavgiftema borttagna för företag önskar nya som överföra kraft. Fortfarande svarar de avgifter som beror på överföringsavståndet för en större del av intäkterna från överföringen på nätet. Eftersom elproduktionen i norra Sverige betydligt överstiger förbrukningen där, är stamnätskostnadema för en elkonsument i norra Sverige lägre än i Sydsverige. Det följd de avståndsberoende är en av

13 2 Glesbygdskundernas situation SOU 1995: 14

överföringstariffema den som förbrukas i överförs regelmässigt - norr korta distanser. Därigenom har det kostnadselement i kundernas eltariffer som är hänförligt till överföringen på stamnätet blivit mindre för kunder i Sverige än för kunder i de södra delarna landet. norra av Elpriset i de nordligaste områdena i landet är bland annat denna av anledning genomgående några ören lägre kWh än i landets per sydligaste områden.

Prissättningen på regionala nät

Högspänd elenergi säljs från de regionala näten till industrier, återdistributörer och andra storförbrukare el, vilka i allmänhet har starkt av varierande belastningsförhållanden. Tillgängliga uppgifter visar att högspänningskundemas tariffer har varit differentierade med avseende på förbrukningens omfattning och kundens belastningsproñl, inte med avseende på kundens läge i förhållande till uttags- och inmatningspunkterna på nätet. Kunder med uttag inom ett regionnätsområde vid samma spänningsnivå har erbjudits i stort sett samma pris på råkraften. I priset har nätkostnaden för överliggande nät varit inkluderat. Vattenfall är landets största råkraftproducent, och därför har dess prissättning varit vägledande för övriga säljare högspänd elkraft. av Vattenfalls normaltariff för högspänningsleveranser för perioden 1989- 1991 sammansatt följande tariffelementz var av

En fast avgift kr/år som avspeglade de kostnader är oberoende

- som av elkonsumentens förbrukning mätning, debitering, kundtjänst, etc..

En årlig abonnemangsavgift kr/kW som skulle avspegla den del

- av effektkostnaden som motsvarar den lokala effektberoende nätkostnaden.

En högbelastningsavgift kr/kW skulle avspegla effektkost-

- som naden i produktionen och i det centrala nätet Den togs ut under de fem månader och under den del dygnet på grund effektav som av situationen bedöms kräva högre avgift vardagar kl. 06-22 under

1 Fram till för några år sedan kraftföretagens tariffer allmänt tillgängliga. var Under de senaste åren har företagen, vanligen med hänvisning till den ökade konkurrensen om kunderna, hemlighållit priserna för tredje part.

S0 U 1 995: 1 4 Glesbygdskundernas situation 133

tiden november-m ars. Debiteringsgrunden för de större kunderna var

medelvärdet av de tre högsta effektvärdena per timme från skilda

dagar under månad. Det i första hand denna avgiftskomponent en var vid behov justerades för att Vattenfalls totala intäkter skulle som mot företagets kostnader, inklusive avkastning till staten. svara

En energiavgzft öre/kWh skulle avspegla den levererade

- som energins rörliga produktionskostnader samt överföringsförluster. Energiavgiften varierade således med förbrukningen, men avgiften kWh varierade också under årets och veckans delar. Avgiften för per kWh högst på vardagar kl. 06-22 i månaderna november till en var och lägst under nätter och helger i månaderna maj till augusti. mars,

Utöver nonnaltariffema, uppbyggda enligt den struktur som som var beskrivits hade Vattenfalls större högspänningskunder också ovan, möjlighet att välja s.k. PLUS-tariff. Den skiljde sig huvudsakligen en från normaltariffema att högbelastningsavgiften baserades på genom effektuttaget under de dagar då elsystemet var högt belastat. Om kunden kunde minska sin effektlörbrukning under dessa dagar reducerades

kostnaderna. Andra kraftföretag har tillämpat tariffer i stor utsträckning som liknade Vattenfalls.

Kunderna inom ett regionnätsområde vid samma spänningsnivå har

således i allmänhet erbjudits tariff. Tariffema har dock varierat samma med hänsyn till antalet transformeringar. Principen illustreras i figur 5.1 där det exempelvis framgår att kunden A tar ut direkt vid transfonnatorstationen vid 130-70 kV spänningsnivå, medan kunden B tar ut sin på spänningsnivå ute i nätet. B erbjuds då högre tariff samma en än A. Kunderna C och F belastar 130-70 kV-nätet, men tar ut sin efter transformering till den lägre spänningsnivån 50-30 kV. Kunden D belastar dessutom 50-30 kV-nätet, och erbjuds därför högre tariff än en C och F. Det bör dock noteras att det inte har varit ovanligt med avvikelser från de generella tariffema. Dessa har då varit utgångspunkter för justeringar, varvid hänsyn har tagits till kundernas individuella situation eller till historiska förhållanden. Sådana prisvariationer har enligt uppgift vanligen härrört från avtal angående kringverksamhet eller andra bilaterala bindningar i intressen. Exempel finns också på gemensamma särskilda avtal berott på historiska förhållanden, exempelvis att man som tidigare samägt nät eller produktionsanläggningar. Något avståndselement har däremot normalt inte tillämpats, utom att kunder erhållit lägre tariffer de anslutit sin belastning direkt vid eller inom kort avstånd om från transformatorstationen.

134 Glesbygdskundernas situation

Prissättningen på lokala nät

El som levereras från lokala nät säljs efter tariffer bestäms varje som av enskilt distributionsforetag. Företaget köper råkraft från den råkraftsleverantör inom vars region det lokala nätet ligger. Många distributionsföretag har dessutom viss elproduktion. Företaget levererar till egen förbrukarna inom området, kan utgöras såväl hushållskunder som av som relativt elkrävande industrier. Bland distributionsforetagets kostnader är utgifter för elinköp

inklusive överföringen på stamnät och regionnät en stor och normalt

dominerande del. En kartläggning distributionsföretagens kostnader av år 1991 visar att den i genomsnitt utgjorde två tredjedelar eldistribuav törens kostnader. Figur 5.2 visar kostnadsfordelningen.

Figur 5.2 Kostnadsfördelningen i eldistributionsföretagen år 1991

Kapltaltjänstkostnader 12% Råkraftanskaffnlng 67%

Rena distribution:kostnader 7%

Adrrlnlstrdlon 6% Övriga Kalla: NUTEK dmgkosmade, 8%

De priser som distributionsforetaget debiterar sina kunder innefattar både själva elpriset och priset for överföringen på näten. Föreav tagets tariffer for detta kan betraktas som olika grader förenklingar av

av tariffen för råkraftinköp se avsnitt 5.2.3. Distributionsföretagets

SOU 1 995: 1 4 Glesbygdskundernas situation 13 5

tariff för större leveranser, vid vilka mätning effekten förekommer, av kallas effekttaritfer och har uppbyggnad som liknar högspänningsen tariffen. För flertalet elkonsumenter är tariffen däremot starkt förenklad. Den fasta avgiften och abonnemangsavgiften är då sammanslagen till en avgift, baseras på huvudsäkringens storlek, och högbelastningssom avgiften inkluderas i energiavgiften. Effektmätning förekommer således inte, utan i stället tillämpas stegvis effektbegränsning genom en mätarsäkringens dimensionering. Tarifftypen kallas därför säkringstariff

eller schablontariff. Sådana tariffer skiljer sig enligt praxis inte mellan abonnenter på säkringsnivå inom distributionsområde. Det innebär att samma samma det inte finns några avståndsberoende element i tariffen, och att kunder inom och koncessionsområde möter tariffstruktur. ett samma samma Den tariñ kunden erbjuds är alltså oberoende kunden finns som av om i glesbygd eller tätort inom distributionsområdet. Områdets sammansättning tätorts- och glesbygdskunder har däremot stor betydelse för av tariffens nivå. Det förekommer också tariffstruktur tillämpas att samma i flera angränsande koncessionsomrâden ägaren är densamma, eller om driften handhas ett och företag. Det finns dock i den nu om av samma gällande ellagen inget hindrar eldistributör att sätta tariffer som som en innehåller avståndsberoende element. Under lång tid har i samband med prövningar områdeskonman av cessioner sökt att åstadkomma områden med en lämplig blandning av tätorts- och glesbygdskunder för att nå utjämning tariffema. Med en av stöd ellagen kan koncessionsmyndigheten ändra av 2 § 5 mom. gränserna för områdeskoncession det behövs för en ändamålsenen om lig distribution. En förutsättning är dock att det kan ske utan synnerlig

olägenhet för koncessionshavaren.

136 Glesbygdskundernas situation SOU 1995:14

Figur 5.3 Vattenfalls koncessionsområden i Norrbotten

Klruna kommun Gällivarelandsbygd Gällivaretätort

så

Pajalakommun Överkalixkommun Jokkmokk kommun Arjeplog kommun Arvldslaure kommun Älvsbyn landsbygd 10. . Älvsbyn tätort 11. Haparandakommun 12. Kalix Energi AB - Kallk kommun

t

m

Figur 5.3 illustrerar den betydelse sammansättningen tätorts- och som av glesbygdsdistribution kan ha för den genomsnittliga överförings-

kostnaden inom ett område. Figuren visar Vattenfalls koncessionsområden i företagets Norrbottendistrikt. Distriktet omfattar omkring

dussinet koncessionsområden, vilka flera under årens lopp övertagits av från enskilda lokaldistributörer. Några koncessionsområdena omfattar av huvudsakligen tätortsdistribution, medan andra i omfattar stort ren glesbygdsdistribution. Nätkostnadema för hela distriktet, räknat per Överförd kWh el, ligger i paritet med genomsnittet för hela landet.

Glesbygdskundernas situation 13 7

SOU 1 995: 1 4

Räknat på de enskilda koncessionsområdena inom distriktet är nät-

kostnadema kWh överförs i de rena glesbygdsområdena 4-5

per som gånger högre i tätortsområdena, och de är omkring dubbelt så höga än genomsnittet för landet. som NUTEK har genomfört kartläggning distributionsföretagens en av nätkostnader under perioden 1991-1993. Undersökningen visar att den genomsnittliga kostnaden för överföring ökade från 13,4 öre/kWh av år 1991 till 14,6 öre/kWh år 1993. Kartläggningen visar också att

nätkostnadema varierar beroende på vid vilken spänningsnivå inköpen Den totala nätkostnaden är lägre vid högre spänningsnivâer. För

görs.

till abonnenter på lägre spänningsnivâer kostnaden 16,0

överföring var öre/kWh år 1991 och 17,3 öre/kWh år 1993, för överföring på högre spänningsnivå l kostnaden 6,9 öre/kWh både år 1991 och

kV var

år 1993. Det bör betonas områdeskoncession i allmänhet omfattar att en med spänning på 20 kV och därunder. Dessa har således både nät en lågspännings- och högspänningstariffer. samband mellan ledningslängden abonnent och Det finns ett per nätkostnaden kWh el. NUTEK definierar i sin kartläggning per uttagen

områden med glesbygdsdistribution de områden där den genom-

som snittliga ledningslängden abonnent överstiger 85 meter. Med denna per 53 % de undersökta företagen tätortsdistributörer och definition är av

genomsnittliga nätkostnaden är för de

47 % glesbygdsdistributörer. Den

företagen 16,3 öre/kWh, medan den för företag med tätortsdissenare tribution 12,8 öre/kWh. Nätkostnaden i glesbygden är alltså 3,5 öre är eller 27 % högre än i tätorten. NUTEK har gjort regionalt fördelad sammanställning av de en redovisade försäljningsprisema till abonnent och företagens nätkostnader

år 1993. Denna översikt återges i tabell 5.1. Regionema är skapade

utifrån postnummerindelningen de områden där företagen har sin

av huvudsakliga distribution, vilket innebär att region l är Storstock-

holmsomrâdet, region 2 i huvudsak omfattar Skåne, osv.

2 NUTEK november 1994. Undersökningen omfattade 238 av landets 273

lokala eldistributörer.

13 8 Glesbygdskundernas situation SOU 1995:1 4

Tabell 5.1 Genomsnittligtförsäljningspris

till abonnent, genomsnittlig nätkostnad för låg- och högspänd samt distributionslöretagens genomsnittliga inköpskostnad år 1993

öre/kWh

Källa: NUTEK.

Nätkostnaden for abonnenter vid de högre spänningsnivåema leveransspänning på 1 kV eller därutöver varierar relativt mycket mellan regionerna. I Storstockholmsområdet är den betydligt lägre än i övriga regioner, medan den ligger betydligt över genomsnittet i Skåne, Blekinge och södra Småland regionerna 2 och 3.

För överföringen till lågspänningsabonnentema leveransspänning som understiger 1 kV är skillnaden mindre mellan de lägsta och högsta

kostnaderna. Också här finns de lägsta kostnadema i Storstockholmsområdet, följt region 5 Västergötland, Småland och av norra södra

Östergötland. Därnäst redovisas också låga nätkostnader för region

9 Väster- och Norrbotten. Den dyraste distributionen återfanns i region

4 Bohuslän.

De genomsnittliga inköpskostnader for el, så de redovisas i som tabellen, varierar relativt lite mellan regionerna. Skillnaden mellan lägsta och högsta inköpskostnad är ca 1,5 öre/kWh. De genomsnittliga försäljningsprisema, alltså inkluderar såväl som det egentliga elpriset priset for överföring elen, lägst som av är i Storstockholmsområdet och i nordligaste Sverige regionerna 1 och 9. På de högre spänningsnivåema betalar kunderna i Skåne, medan mest lågspänd är dyrast i regionerna 4 och 6 sydvästra Sverige.

SOU 1995: 1 4 Glesbygdskundernas situation 139

Också inom de enskilda regionerna kan elprisema variera mellan distributionsföretagen. Tabell 5.2 innehåller jämförelser mellan de elpriser betalas vissa typkunder och illustrerar prisspridningen som av mellan distributionsområden. Tabellen visar det medelpris i början som år 1994 betalades tre typkunder i vissa distributionsområden i av av Norrbotten, Storstockholm och Småland, varvid de säkringsavgifter och energipriser företagen tillämpar har räknats till öre/kWh som om I såväl Norrbotten Småland finns ett större företag som har viss som tätortsdistribution, dessutom har omfattande landsbygdsmen som en

distribution Vattenfall respektive Sydkraft. Också Smålands Kraft har

omfattande glesbygdsdistribution. De övriga distributionsföretagen en i dessa regioner är lokalanknutna med en mera tätortscentrerad mer distribution. De största företagens kunder får genomgående betala mer för sin el, och räknat kWh är skillnaden mot de lokala distriper butöremas kunder störst vid den lägsta törbrukningsnivån lägenhetskunder. Detta förklaras bl.a. att de större företagen har en större av andel glesbygdskunder, och att lägre kundens förbrukning är desto tyngre väger den fasta delen tariffen, i princip skall täcka bl.a. av som nätkostnadema. Det bör dock understrykas att de största företagen med omfattande glesbygdsdistribution har liten andel s.k. lägenhetskunder. en Vidare är skillnaderna mellan de större och mindre distributionsiöretagens priser inte lika påfallande för hushållskunder med större förbrukning, dvs. kunder i småhus med elvärme.

3 Uppgifterna har hämtats från Svenska Elverksföreningens Tariftbok 1994.

140 Glesbygdskundernas situation

Tabell 5.2 Medelpris i öre/kWh for typkunder i vissa företags eldistributionsområden år 1994 Lägenheter Småhus Företag 2200 kWh/år Utan elvânne Med elvärme 5 000 kWh/år 20 000 kWh/år Norrbotten:

Storstockholm: Vattenfall Mellansverige

Småland:

SOU 1995: 1 4 Glesbygdskundernas situation 141

Tabell 5.2 ungefär bild den tidigare redovisade vad ger samma som gäller jämförelsen mellan större regioner i landet. Dessutom framgår tabellen att det också inom varje större region finns stora skillnader av mellan de priser kunderna betalar kWh el. De högsta priserna som per återfinns också i detta fall i Smålandsområdet, där finns också men distributionsområden där kunderna betalar lägre priser än i flera Stockholmsområden. Det måste också påpekas att uppgifterna i tabell 5.2 inte bör utnyttjas för alltför långtgående slutsatser. Distributionsföretagen ändrar sina tariffer vid olika tillfällen, varför skillnaderna mellan deras priser sannolikt skulle mindre de betraktades över längre tidsvara om en period, i stället för vid enstaka tidpunkt. som nu en De priser distributionsföretagens kunder betalar för innefattar som elpriset, dels pris för överföringen el. Överfödels det egentliga ett av ringspriset inkluderar överföring på både det lokala nätet och av överliggande nät. Sammanfattningsvis visar tillgängliga uppgifter att företagens kostnader för råkraftsanskañhingen är relativt utjämnade, åtminstone mellan regioner i landet. Företagens nätkostnader kostnaderna för överföring el, inklusive därtill hörande kostnader för av exempelvis transformering varierar däremot vid en jämförelse per

levererad kWh. De lokala nätkostnadema utgör i genomsnitt 20-30%

företagens totala kostnaden Det finns ett tydligt samband mellan

av ledningsnätets längd abonnent och företagets nätkostnader. Det går per också utläsa ett högre kundpris kWh för kunderna i områden att per

glesbygdsdistribution jämfört med kunderna hos företag med

med stor huvudsakligen tätortsdistribution. Dessa samband är dock inte entydiga. Som nämnts sker på ovan olika nivåer inom elöverföringen kostnadsutjämningar mellan de kunder till vilka överföringen Det innebär att lokalområdeskundemas äger rum. priser är i hög grad beroende kundsammansättningen i det disav tributionsområde där de tar ut sin el, liksom även kundstrukturen i av det regionala nätet, varifrån distributören tar ut sin råkraft, och av

regionnätsägarens uttagspunkt på stamnätet.

4 Om aven kostnaderna for överföring på stamnät och regionnät inkluderas är andelen 40-50 %.

142 Glesbygdskundernas situation

5.3 Elöverföringspriser med den vilande lagstiftningen

5.3.1 Nya bestämmelser

Den vilande lagstiftningen innebär att vissa principer för elmarknanya dens funktionssätt införs. Den grundläggande förändringen konav cessionssystemet gäller skyldighetema för dem äger och driver som ledningar eller ledningsnät för överföring el. Enligt gällande lag av nu har en koncessionshavare vissa skyldigheter att leverera el. Med innehavet koncession följer samtidigt monopolställning i av en försäljningen av till dem är anslutna till ledningsnätet. I den som vilande lagstiftningen är leveransskyldigheten borttagen och ersatt med en skyldighet för koncessionshavaren att ansluta anläggningar och att överföra el. Koncessionshavarens ensamrätt att leverera har således tagits bort och rättighet har införts för den är ansluten till en som en kraftledning att utnyttja hela elnätet för överföring el. Köp och förav säljning av kan därmed ske oberoende ägandet elnäten. av av Det övergångssystem med leveranskoncession kompletterar den som vilande ellagen innebär att det inom ett leveransområde skall finnas någon som har koncession för att leverera utan krav på särskild mätning och avräkning. Den som innehar leveranskoncession skall vara skyldig att leverera var och en inom leveransområdet. Skyldigheten gäller dock inte leveranser för uppvärmning inom ett område där av fjärrvärme eller naturgas distribueras eller bli distribuerat. avses Den som innehar leveranskoncession skall också skyldig att vara köpa från en elproduktionsanläggning är belägen inom området som och som kan leverera en effekt om högst l 500 kW. Såväl i den gällande i den vilande ellagen finns bestämmelser som som reglerar priser och övriga villkor för de tjänster koncessionshavaren erbjuder. Enligt den äldre lagtexten regleras pris och andra villkor för levererad el, medan den reglerar anslutningsavgift och priset för nya överföring av samt andra villkor för anslutning och överföring. Priset på regleras däremot inte i den vilande lagstiftningen, utom vad gäller leveranser från den som innehar en leveranskoncession. Det är vidare en stor skillnad mellan lagtextema vad gäller övervakningens organisation och innehåll. Den vilande ellagen innehåller betydligt detaljerade bestämmelmer ser om de principer efter vilka priser och andra villkor för nättjänster

SOU 1995: 14 Glesbygdskundernas situation 143

kan utformas, och också koncessionshavamas skyldigheter att om redovisa det underlag krävs för övervakningen av lagens besom stämmelser. Allmänt kan sägas att tillsynsfunktionen lagändgenom ringen har givits betydligt kraft och att grunderna för skäligmera hetsprövningen överföringstjänster och andra villkor har specificerats av mer noggrant. Enligt den grundläggande bestämmelsen prissättningen av om nättjänster skall nättariffer skäliga och utformade på sakliga vara grunder. Begreppet nättariff definieras de avgifter och övriga som villkor gäller för överföring och anslutning till ledning. som av I den vilande lagen också vilka kriterier skall användas anges som vid bedömningen nättariffs skälighet. För att möjliggöra en av en kontroll dessa bestämmelser efterlevs innehåller lagen också av att bestämmelser hur nätverksamhet skall redovisas. Förutom generella om regler finns också detaljerade föreskrifter nättariffemas och mer om redovisningens utformning, skiljer sig beroende på om nätägaren som innehar nätkoncession för linje eller område.

Krav på nättariffer

I den vilande lagstiftningen definieras begreppet nättariff de som avgifter och övriga villkor gäller för överföring och anslutsom av ning till ledning. Nättariifer skall skäliga och utformade på sakliga vara grunder. Nätmyndigheten är tillsynsmyndighet beträffande lagens

efterlevnad. Ansvaret för nätmyndighetsfunktionen har lagts på NUTEK.

En särskild avdelning inom NUTEK för verksamheten. svarar I den vilande lagstiftningen också vilka kriterier som skall anges användas vid bedömningen nättariffs skälighet. Som den viktigasav en faktorn konsumentintresset, förtydligas som konsumenterte anges som låga och stabila nättariffer. Även andra faktorer tillåts att nas intresse av inverka på skälighetsbedömningen. Dessa faktorer sammanfattas i

lagtexten kravet på rimlig avkastning i nätverksamheten. som en Omständighetema i det enskilda fallet får då avgöra vilken tyngd dessa

faktorer skall få vid skälighetsbedömningen. I specialmotiveringen understryks ökade kostnader för nätföretag till följd investeringar att av eller kvalitetshöjningar bör kunna inverka höjande på tariffema. Nätmyndigheten skall årligen publicera vissa nyckeltal som skall ligga till grund för skälighetsbedömningen. Dessa nyckeltal blir inte

bindande föreskrifter utan skall tjäna vägledning vid bedömningen.

som Nyckeltalen kan komma att frångås på grund andra omständigheter av som också skall beaktas. Att nättariff skall utformas på sakliga grunder innebär att nättarif-

144 Glesbygdskundernas situation

fema skall vara objektiva och icke-diskriminerande. Kunder får indelas i grupper efter kostnadsbild, t.ex. kunder med elvärme eller tidstariff. Kunder inom samma kundkategori skall däremot ha nättariff. samma Ett mycket viktigt krav på nättariffema är att den har betalat som avgift for anslutning skall ha rätt att använda det elektriska nätet en inom landet, med undantag för utlandsförbindelsema. Denna bestämmelse innebär ett krav på nätägaren att tillförsäkra den ansluts som tillräcklig överföringskapacitet till såväl över- underliggande nät som och att betala nättariff för överföring. En anslutning innebär alltså att man har tillgång till hela det elektriska nätet och kunden därmed kan träffa avtal köp med vilken elleverantör helst i landet. om av som Denna regel gäller dock inte utlandsförbindelsema. Tillgång till utlandsforbindelsema för överföring till eller från Sverige förutsätter särskilt avtal med ägaren av utlandsforbindelsen.

Särskilt om nätkoncession för område

Vid skälighetsbedömningen nättariff skall varje koncessionsomav en råde behandlas för sig. Detta innebär att det är prisutvecklingen i det aktuella området skall beaktas. som

En typ av kundindelning är inte tillåten på lokala nät. Nättariñ för

område får inte utformas med hänsyn till inom området var en anslutning är belägen. Det innebär att geografiska indelningar inte får göras, t.ex. med en tariff för tätort och för kringliggande en annan landsbygd. Zon-indelningar efter avstånd från viss punkt är inte en heller tillåtna. Ett undantag från detta förbud för avståndsberoende avgifter är engångsavgifter skall täcka merkostnader vid som en anslutning. Engångsavgiftens storlek skall på så sätt kunna motsvara merkostnader för t.ex. en nybyggd anslutning.

Särskilt nätkoncession för linje om

I den vilande lagstiftningen finns inga särskilda regler för hur nättariffer för regionledningar skall ut. Den lagregleringen finns se som är att tariffen skall vara skälig och utformad på saklig grund, att konsumentintresset särskilt skall beaktas vid skälighetsbedömningen och att hänsyn dessutom skall tas till kraven på rimlig avkastning i nätverksamheten. en I propositionen Handel med i konkurrens prop. l993/94:162 om

behandlas nättariffemas utformning och skälighetsbedömningen dessa

av

S0 U 1 995: 4 Glesbygdskundernas situation 145

på flertal ställen. Nedan redovisas ett antal uttalande i propositionen ett belyser denna problematik. som Beträffande tariffer för nättjänster anförs bl.a. följande 57:

En princip för utformningen nättariffer bör vara att den som av förorsakar kostnader för nätägaren också skall betala för detta. Denna princip innebär att tariffema bör kostnadsriktiga för varje vara kundkategori. Det är dock viktigt att denna strävan efter kostnadsriktighet inte medför att elkonsumenter i glesbygd behöver stå för samtliga de kostnader elöverföringen till dem medför. I ellagen bör därför att nättariff för område inte konstrueras så att överföanges ringsavgifter beror på inom koncessionsområdet kunden är var ansluten. Inom ett koncessionsområde skall alltså inte kunder vid exempelvis områdets gränser betala högre avgifter än de som bor centralt i området. Detta överensstämmer i stort sett med den praxis tillämpas. Även med detta system för utjämning av nätkostsom nu nader kan det inte undvikas att nättariffema i utpräglade glesbygdsområden blir högre än i utpräglade tätortsområden. Så är emellertid förhållandet även med nuvarande system med områdeskoncessioner.

Det citerade stycket tar enbart sikte på utjämning av tariffema inom ett lokalt närområde. När det gäller nätkoncession för linje storkraftnätet och regionnåten anförs bl.a. följande: 59

Ellagstiftningsutredningen att nättariffer för nätkoncession för anser linje bör kunna variera med hänsyn till anslutningspunkten är var belägen. Detta innebär enligt utredningen att det t.ex. på storkraftnätet kan tillåtet med högre tariffer i södra Sverige och lägre i vara Sverige. Även inom ett regionalt nät bör det vara tillåtet att norra variera tariffema i de fall det är kostnadsmotiverat. Så är fallet som med de högspänningstariffer tillämpas. Även tariffema på de som nu regionala näten bör liksom hittills kunna prövas utifrån skälighet och de är sakligt motiverade. om

I det citerade stycket refereras till vad Ellagsstiftningsutredningen

nu ansåg. Att denna åsikt också delades regeringen kan utläsas ur av specialmotiveringen till 2§ 7 ellagen där det anges följande: mom.

Nättariffer för nätkoncession för linje får variera med hänsyn till var anslutningspunkten är belägen. Det är alltså exempelvis på storkraftnätet tillåtet med högre avgifter för uttag kraft i södra Sverige och av lägre i Sverige. Även på regionala nät får avståndsberoende norra

146 Glesbygdskundernas situation

taxor förekomma.

Av propositionen 59 framgår vidare att utgångspunkten för fastställande skäliga avgift- och tariffnivåer för överföring bör av av vara nu gällande praxis.

Redovisningskrav för nätverksamhet

För att lagens bestämmelser taritfsättning skall kunna övervakas om krävs att priser och övriga villkor för nättjänster redovisas öppet. Lagen innehåller därför bestämmelser dels att nätverksamhet skall om särredovisas, dels hur redovisningen skall ske. Dessa skyldigheter gäller alla juridiska inklusive stat och kommun, driver nätverkpersoner, som samhet. Nätverksamhet skall ekonomiskt redovisas skilt från verksamannan het. Därvid skall bestämmelserna i bokföringslagen tillämpas i största möjliga utsträckning, liksom bestämmelsemai ll kap. aktiebolagslagen. Mera detaljerade föreskrifter redovisningen kommer att utfärdas om av regeringen. I prop. 1993/94:l62 ges vissa riktlinjer för föreskrifterna avseende bl.a. enhet för särredovisningen. Nätverksamheten bör, den inte är om koncessionshavarens enda verksamhet, redovisas avgränsad som en rörelsegren. Den som har nätkoncession för område bör särredovisa varje sådan koncession för sig. Nätmyndigheten bör dock om det finns särskilda skäl kunna medge undantag från kraven på separat redovisning varje nätkoncession för av område för sig. Det gäller i de fall där koncessionshavaren har ett antal nätkoncessioner for område ligger geografiskt nära varandra och som för vilka denne inte differentierar tariffema. Lagen innehåller inga särskilda regler för redovisning linjeverkav samhet. Kravet på särredovisad nätverksamhet gäller således. I en propositionen anges dock därutöver att 105:

Den som har nätkoncession för område bör särredovisa varje sådan koncession för sig. Den har nätkoncessioner för såväl område som som linje kan redovisa linjeverksamheten samlat. Nätägaren bör kunna redovisa för nätmyndigheten hur kostnaderna har beräknats för var och en av linjekoncessionema. Om flera företag inom koncern en har nätkoncession för linje bör nätverksamheten redovisas separat för

SOU 1 995: 14 Glesbygdskundernas situation 147

varje företag.

Lagen anger också de särskilda uppgifter som revisorerna hos företag med nätverksamhet är skyldiga att utföra. Företagens revisorer skall upprätta ett särskilt intyg som skall innehålla ett utlåtande i frågan om redovisningen av nätverksamheten har upprättats enligt gällande bestämmelser. Detta intyg skall revisorn årligen ge in till nätmyndigheten som på grundval av intyget kan vidta åtgärder mot ett nätföretag som inte uppfyllt kraven på redovisning av nätverksamheten. Regeringen kommer att meddela särskilda föreskrifter om revision av nätverksamhet. Koncessionshavaren har enligt lagen skyldighet att lämna uppgifter av olika slag. Nättariffer skall vara öppna och tillgängliga för alla som önskar ta del av dem. Uppgifterna skall finnas i skriftlig form och de skall lämnas ut utan dröjsmål. Uppgifter om villkor i enskilda fall, t.ex. för ny anslutning, skall lämnas inom skälig tid. Koncessionshavaren skall i den skriftliga uppgiften också upplysa möjligheten att göra om anmälan hos nätmyndigheten och begära prövning.

Leveranskoncession

Den som innehar leveranskoncession blir skyldig att tillhandahålla till alla kunder inom området. Leveransskyldigheten gäller, i likhet med nuvarande regler om leveransskyldighet, för normala förbrukningsändamål. Kunden har, till skillnad från det nuvarande systemet, efter en viss uppsägningstid rätt att byta leverantör och köpa från annan än koncessionshavaren. En förutsättning för att kunna byta leverantör är att de krav på mätning och avräkning som är förknippade med bytet kan tillgodoses. Koncessionshavaren är skyldig att underkasta sig reglering priset av på levererad på begäran av den inom leveransomrâdet köper som eller vill köpa sin av koncessionshavaren. Denna bestämmelse motsvarar bestämmelserna om prisreglering i den nu gällande ellagen, men prisregleringen avser endast skäligheten av priset för leverans eller inköp av inte pris och övriga villkor som rör överföring el, för av vilka de tidigare redovisade bestämmelserna skall gälla. I specialmotiveringen till lagen anges att vid skälighetsbedömningen bör om möjligt jämförelse ske med priser inom andra koncessionsområden. En utgångspunkt bör vidare vara det pris för vilket elen har köpts eller hade kunnat köpas för vid tillfället för kontraktstecknandet. Ett annat alternativ kan vara vad det har kostat att producera elen. Därutöver tillkommer ett rimligt påslag för övriga kostnader konsom

,,,

148 Glesbygdskundernas situation

cessionshavaren har i sin verksamhet samt ett skäligt vinstpåslag. Skälighetsbedömningen vad gäller priset för inköpt från små elproduktionsanläggningar bör baseras på koncessionshavarens genomsnittliga försäljningsintäkter per kWh över året minskat med avdrag för skäliga administrationskostnader m.m. samt skälig vinstmarginal. Frågor prisreglering rör innehavare leveranskoncession om som av skall prövas nätmyndigheten. Skälighetsbedömningen av elpriset får av ske utifrån helhetsbedömning i det enskilda fallet. En reglering av en priset på som har levererats från eller inköpts av innehavare av leveranskoncession skall ske endast på begäran, dvs. myndigheten skall inte på eget initiativ. De som har rätt att göra en sådan begäran agera är de inom leveransområdet som köper eller vill köpa från koncessionshavaren.

5.3.2 Nätmyndighetens avseende prisreglering

planer

I detta avsnitt redovisas NUTEK:s planer angående hur prisreglering av nättjänster skall utformas. Redovisningen är ett sammandrag av en skrivelse från NUTEKS. NUTEK har ett ansvar som självständig tillsynsmyndighet för nätverksamheten på den avreglerade elmarknaden. Syftet med verksamheten är: att säkerställa att elkunden inte behöver betala ett högre pris än nödvändigt for nättjänster och att nättariffer, mät- och avräkningssystem utformas på ett sätt underlättar handeln med och m.m. som gagnar konkurrens, att se till att nätutbyggnad sker med hänsyn tagen till samhällsekono- mi, markintrång och miljö, samt att till att det finns sådana incitament i nätverksamheten att - se elkundernas intressen av leveranssäkerhet och kostnadseffektivitet kan tillgodoses.

Vid prövning koncessionsansökningar skall NUTEK verka för av effektiv och säker eldistribution samt en rationell struktur. Detta sker

5 Skrivelse 1994-12-22 Dnr. E76A/94. Det bör påpekas att expertgruppen för elmarknadsfrágor inte har tagit ställning till skrivelsen.

S0 U 1 995: 4 Glesbygdskundernas situation 149

genom en ömsesidig dialog mellan myndigheten och branschen där myndigheten ger information angående distributionens villkor. Regeringen eller efter regeringens bemyndigande, nätmyndigheten, svarar för vilka regler som ska gälla for ekonomisk redovisning inom nätföretagen samt vilka krav som ska ställas på mätning och avräkning. NUTEK bedömer också skäligheten i tariffer och leveransvillkor, främst i samband med klagomål från enskilda och i vissa fall tvister mellan olika nätägare, men också på eget initiativ. NUTEK kommer att utarbeta rutiner/system för en löpande uppföljning av nätföretagens verksamhet genom bl.a. sammanställningar av nyckeltal, särskilda effektivitetsanalyser samt statistik avseende leveranskvalitet. NUTEK skall också varje år utarbeta en rapport om utvecklingen i nätföretagen samt svara for en aktiv tillsyn av att de följer gällande lagar och regler.

Reglering av nättariffen

NUTEK kommer vid sin bedömning av skäligheten i en nättariff att utgå från följande aspekter i enlighet med riksdagens beslut:

Pristaksreglering under beaktande av

Sakligt grundad och skälig Avkastning på kapital Inte diskriminerande Avbrottsfrekvens Kostnadsriktig Teknisk standard Konsumentintresset Initialt pris baserat på tidigare års kostnader och tariffer Varje koncessionsområde behandlat för sig "Generell" rationaliseringsfaktor

En utgångspunkt när det gäller utvecklingen av tariffema över tiden är enligt 1993/94:162 Handel med i konkurrens att tariffema prop. om bör styras av ett prisutvecklingstak baserat på en kostnadsutveckling enligt ett index med avdrag för ett nonnativt effektivitetsförbättringsbehov. Indexutveckling och effektiviseringskrav för en viss period kommer att redovisas i allmänna råd. NUTEK konstaterar att nättarifferna i Sverige närmast skall styras med en s.k. pristaksreglering och inte med en renodlad avkastnings-

15 O Glesbygdskundernas situation SOU 1995: 1 4

reglering den typ t.ex. finns i Norge, även om nätmyndigheten av som vid bedömning skäligheten i en viss tariff också skall väga in en en av rimlig avkastning på det i nätanläggningama bundna kapitalet. En viktig utgångspunkt vid NUTEK:s prövning av en tariffs skälighet är också konsumentintresset, vilket innebär att nätmyndigheten skall ta tillvara konsumenternas intresse låga och stabila priser. av Nätmyndigheten skall också vid sin prövning utgå från de avgifts- och taxenivåer gällde före reformeringen elmarknaden. som av Vid skälighetsbedömning kommer vidare vikt att läggas vid en teknisk standard på nätet och leveranskvalitet. Vad gäller leveranskvalitet kommer NUTEK att ställa krav på viss miniminivå villkor för som nätkoncession. Varje nätägare kommer också att vara tvungen att redovisa s.k. nyckeltal belyser bl.a. leveranskvaliteten. Därtill som konstaterar NUTEK att leveranssäkerheten på reformerad elm arknad en i likhet med vad sker på andra marknader sannolikt kommer att - som regleras via civilrättsliga avtal. Då kostnaderna i nätverksamheten utgör viktig grund för en bedömning tariffemas skälighet och kapitalkostnadema utgör den av största delen nätkostnadema uppstår frågan hur kapitalkostav om naderna skall beräknas. NUTEK kommer i sina analyser och jämförelser av räntabiliteten mellan olika nätföretag att utgå från de bokförda värdena. I de nyckeltal NUTEK kommer att sammanställa årligen kommer såväl räntabilisom tet på totalt på eget kapital baserat på bokförda värden att som redovisas. En fördel med att använda bokförda värden är enligt NUTEK att det gör det möjligt att göra jämförelser med avkastningen i andra branscher, eftersom såväl företagens bokslut den statistik som SCB som publicerar bygger på bokförda värden. Nättariffema kommer emellertid inte primärt att regleras med avkastningen på det sätt exempelvis görs i Norge. Vid en besom dömning skäligheten i tariff kommer stor vikt i stället läggas vid en av fördjupad analys i det enskilda fallet vad krävs för att klara av som finansieringen erforderliga investeringar. Omständighetema i det av enskilda fallet får också avgöra vilken tyngd de olika bedömningsgrunderna skall få vid en sådan skälighetsbedömning.

SOU 1995: 1 4 Glesbygdskundernas situation 15 l

5.3.3 Prissättningen på stamnätet

Svenska kraftnäts kostnader för stamnätet 1,9 miljarder kronor är ca per år. De huvudsakliga utgiftspostema kapitalkostnader mdkr,

är ca 1,25

rörelsekostnader inklusive drift, underhåll och inköp energiförluster av

ca 0,65 mdkr.

Kostnaderna for utlandsförbindelsema 230 miljoner kronor är ca per år. För utlandsförbindelsema mot Finland och Danmark gäller tills vidare ett tariffsystem som är grundat på den s.k. kanalprincipen. För utlandsförbindelsema mot Norge gäller för närvarande Övergångsbestämmelser som i huvudsak är grundat på punkttariffprincipen. En arbetsgrupp med deltagare från Svenska kraftnät och Statnett arbetar med målsättningen att skapa ett gemensamt tariffsystem för de svenska och norska stamnäten inklusive utlandsförbindelsema. På stamnätet gäller fr.o.m. år 1995 ett punkttariffsystem bestående av i huvudsak två delar, effektavgift och energiavgift. I sällsynta en en fall kan också ett investeringsbidrag komma att tas ut. Effektavgijien är differentierad mellan l och 35 kr kW och år. per Differentieringen speglar den dominerande effektriktningen på stamnätet, dvs. från norr till söder. Avgiften för inmatning är således störst

i norr 35 kr och lägst i söder l kr. Motsatsen gäller för uttag.

Effektavgiften baseras på abonnemang för ett kalenderår och gäller maximal inmatning och maximalt uttag i och de 150 var en av ca stamnätsterminalema. Abonnemanget tecknas normalt ägare till nät av som är anslutna till stamnätet regionnät och ägare till produktionsanläggning som är ansluten till stamnätet. Effektavgiften beräknas ge Svenska kraftnät 50 % de intäkter ca av som behövs för att täcka kostnaderna for stamnätet. Energiavgiften skall spegla de marginella energiförlustema vid överföring på nätet. Energiavgiften är således marginalförlusten under en timme vid inmatning/uttag i en terminal multiplicerad med kraftvärdet. Marginalförlustema varierar mellan +10 % och -10% förändringav en av nyttjandet av nätet. Som kraftvärde används tills vidare ett värde grundat på Svenska kraftnäts kostnad för inköp förlusterna. I ett av senare skede kan kraftvärdet erhållas från elbörs. Energiavgiften en beräknas täcka 50 % Svenska kraftnäts kostnader för stamnätet. ca av Om en anslutning av en produktionsanläggning eller ett regionnät medför kostnader, inte kan täckas via det ordinarie tariffsystemet, som kan ett särskilt investeringsbidrag tas ut. Ett sådant investeringsbidrag, som skall täcka de merkostnader som inte täcks via ordinarier avgifter, kan tas ut som en engångsavgift eller årlig avgift. som en

152 Glesbygdskundernas situation

Tabell 5.4 Exempel på stamnätstariffer.

Uttag, norr Gruvindustri Porjus, 50 MW, 350 GWh Effektled 50 2 000 100 tkr/år Energiled 350 000 -8% 250 -7 000 tkr/år SUNIIV1A 6 900 tkr/år -1,97 öre/kWh

Pappersindustri Bandsjö, 50 MW, 400 GWh Effektled 50 15 000 750 tkr/år Energiled 400 000 -2% 250 -2 000 tkr/år SUMMA 250 tkrlår -0,3l öre/kWh

Inmatning, norr Harsprânget, 945 MW, 2 240 GWh Effektled 945 33 000 31 185 tkr/år Energiled 2 240 000 8% 250 44 800 tkr/år SUMMA 75 985 tkr/år 3,39 öre/kWh

Uttag, söder Höganäs Elverk Söderâsen, 53 MW, 232 GWh Effektled 53 33 000 1749 tkr/år Energiled 232 000 3% " 250 l 740 tkr/år SUMMA 3 489 tkrlår 1,50 öre/kWh

Inmatning, söder Ringhals, 3 500 MW, 21 TWh Effektled 3 500 6 000 21 000 tkr/år Energiled 21 v 10° v -0,5% - 250 -26 250 tkr/år SUMMA -5 250 tkr/år -0,025 öre/kWh

Tariffen är s.k. punkttariff i meningen att den som är ansluten till

en i punkt kan handla med helst till kostnad. Det nätet en vem som samma skillnaderna i inmatnings- och utmatningskostnader mellan anslutär ningspunktema avståndsberoendet i tariffen. I princip bibehålls som ger de nord-sydliga skillnaderna i den gamla stamnätstariffen med uttagskostnadema i det gällande tariffsystemet. I tabell 5.4 ges några nu exempel på hur de aktuella tarifferna slår för några typkunder med såväl in- utmatning på stamnätet. som

S0 U 1995: 1 4 Glesbygdskundernas situation 15 3

5.3.4 Prissättningen på regionala nät

Kraven i den vilande lagstiftningen vad avser tariffering och särredovisning har från kraftföretagen uppfattats som att man i huvudsak bör fortsätta att tillämpa de hittills tillämpade principerna för tariffering. Det gäller också ifrågan om tariffernas skall varieras med hänsyn till var inom området abonnentema befinner sig. Det genomgående är en uppfattning att en ledvis punkttariff utan lägesberoende är den enda administrativt rimliga prissättningsprincipen. Att räkna fram individuella avgifter för överföring på ett regionalt nät, där uttagen varierar starkt över tiden, skulle kräva stora arbetsinsatser och kanske ändå inte uppfattas som kostnadsriktiga. I de flesta fall skulle det också vara omöjligt att på ett rättvist sätt bestämma vad avstândsberoendet skall relateras till. Flertalet regionala nät har flera stamnätspunkter. Med lägesberoende tariffer skulle dessutom en ny stamnätspunkt inom området medföra att samtliga kunders tariffer måste arbetas om.

154 Glesbygdskundernas situation

Figur 5.4 Förhållandet mellan dagens högspänningstariff och separata elpriser och nättariffer

Gällande Nya eltaxor priser

Fasta avgifter

Abonnemangs- . avgift Nättariff Hogbelast- . ningsavgitt

Energiavgifter Ewas

m

Att företagen räknar med att tillämpa lägesoberoende tariffer innebär dock inte att kundernas avgifter genomgående kommer att bli desamma tidigare. I de hittills tillämpade tariffema har fördelningen mellan som olika fasta och rörliga element inte varit helt kostnadstrogen, och den uppdelning i produktions- och försäljningskostnader och nätkostnader blir nödvänding torde medföra att många kundkategorier som nu kommer att uppleva förändringar såväl råkraftstariffen som nätav tariffen. I figur 5.4 visas schematiskt hur eltaxan för högspänningskund är en konstruerad med nuvarande bestämmelser och dess ungefärliga relation till framtida nättariff respektive elpris. Den största delen av vad som en i nuvarande tariff är energiavgift kommer efter uppdelningen att betalas till elleverantören elpris, medan mindre del motsvarar de som en marginella överföringsförlusterna på nätet och skall erläggas till nätägaren. Abonnemangsavgiften och den största delen av högbe-

S0 U 1 995: 14 Glesbygdskundernas situation 15 5

nättariffen, tillsammans med avgifterna för nätförlustema. I tabell 5.3 redovisas Vattenfalls planerade regionnätstaritfer för tariffområdena Västerbotten och Södra tariffområdet. Tabellens kundkategorier är desamma som tidigare berörts i anslutning till figur 5.1, dvs. tariffnivån till kV, tariffni- B avser direktanslutningar 130-70 vån C anslutningar vid 50-30 kV efter nedtransformering från avser 130-70 kV, tariffnivån D avser övriga anslutningar till 50-30 kV-nätet, osv.

Tariffen har tre kostnadselement:

Kundavgiften skall täcka regionnåtets kostnader för mätning, mätvärdesinsamling, debitering och övriga kundrelaterade administrationskostnader.

Effektavgifterna består av en fast avgift, en abonnemangsavgift och höglastavgift. Den fasta avgiften och abonnemangsavgiften skall en täcka de delar av regionnätets kapacitetskostnader som kunden i huvudsak är ensamt dimensionerande för. Höglastavgiften skall täcka kapacitetskostnadema för de centrala nätdelar är dimensionerade som för flera kunders antagna överföringsbehov, samt anslutningssamm kostnaderna till överliggande nät.

Energiavgifterna att täcka regionnätets kostnader för förluster. - avser Häri ingår också kostnader för stamnätets förluster, vilket medför att energiavgiften kan vara negativ, dvs. att kunden krediteras.

Förutom de tariffer redovisas i tabellen planerar Vattenfall att som tillämpa ett antal specialtariffer. Vidare bör det observeras att dessa tariffer kunder tar ut från nätet. För inmatningskunder har avser som ännu inte några tariffer föreslagits. Vattenfall anger att man avser att tillämpa en individuell prissättning för varje inmatningspunkt. Vattenfall har med detta förslag till regionnätstariffer försökt att efterlikna dagens högspänningstaxa. De övriga större regionnätsägama tycks avse att till stor del tillämpa samma grundläggande synsätt som Vattenfall.

6 I o- 5-0269. Bilaga

156 Glesbygdskundernas situation

Tabell 5.5 Vattenfalls preliminära regionnätstaritfer för Västerbotten och Södra tariffområdet, inklusive stamnätskostnader. Tariffom råde Västerbotten Kundkategori B C D E F X Kundavgift tkr/år 35 35 25 25 35 25 Effektavgifter

Energiavgifter Vinter, höglast öre/kWh -1,60 -1,48 -1,05 -0,85 -1,34 +1,42

Övrig tid öre/kWh -0,66 -0,59 -0,42 -0,29 -0,51 +0,52

Södra tariffområdet Kundkategori B C D E F X Kundavgift tkr/år 35 35 25 25 35 25 EtTektavgifter

Energiavgifter Vinter, höglast öre/kWh+l,47 +1,60 +2,07 +2,30 +l,75 +4,57

Övrig tid öre/kWh +0,62 +0,70 +O,88 +1,02 +0,7s +1,s4

De regionnätstariffemas struktur kommer sannolikt att relativt väl nya återspegla överföringskosmademas fördelning i de nuvarande högspänningstariüema. Det finns dock ett par punkter där olikheter kan uppstå:

SOU 1 995: 1 4 Glesbygdskundernas situation 15 7

1 Nätägarna kan välja att tillämpa olika principer för hur Svenska kraftnäts tariff skall återspeglas i regionnätstariffen.

2 En mycket stor del nätforetagens kostnader utgörs kapitalav av kostnader. Hur företagen beräknar sina kapitalkostnader kommer därför att få mycket stor betydelse för regionnätstariñemas nivå. en Detta särskilt viktig fråga när nätverksamhet skiljs från är en produktion och försäljning i samband med att den nya av lagstiftningen införs. I allmänhet säger sig företagen ha för avsikt att beräkna kapitalkostnadema på basis real avkastning på av nyanläggningskostnadema NUAK°.

5.3.5 Prissättningen på lokala nät

I den vilande lagstiftningen har tidigare tillämpad praxis tariffutjämom ning inom koncessionsområdena skrivits in explicit. I 2 § 7 mom. stadgas att "Nättariffer for område, utom engångsavgift för anslutning, får dock inte utformas med hänsyn till inom området en anslutning var är belägen". Vad gäller skälighetsbedömningen av nättariffema för område finns också uttrycklig bestämmelse i lagen, som skiljer sig från reglerna en för nätkoncession for linje. Vid skälighetsbedömningen skall nättariffen för varje koncessionsområde bedömas for sig. Likaså skall, enligt propositionen, nätkoncession for område särredovisa varje den som har sådan koncession för sig. Dessa krav innebär ett avsteg från tillämpad praxis i det avseendet att företag med flera områdeskoncessioner tidigare har tillämpat enhetliga tariffer for alla sina koncessionsområden eller för grupper av koncessionsområden. Detta har varit vanligt för geografiskt angränsande eller närliggande områden. I propositionen har hänsyn tagits också till dessa förhållanden genom föreskriften 105:

Nätmyndigheten bör dock det finns särskilda skäl kunna medge om undantag från kraven på separat redovisning av varje nätkoncession for område for sig. Det gäller i de fall där koncessionshavaren har

6 Nyanskaffningskostnadema för nat är kostnaderna för att ersätta det nuvarande nätet med ett helt nytt nät. Kostnaderna för ett nytt nät hämtas från katalog EBR-katalogen som upprättas av Svenska Elverksen föreningen eller baseras på företagens egna erfarenheter av liknande investeringar.

15 8 Glesbygdskundernas situation SOU 1 995: 1 4

ett antal nätkoncessioner för område ligger geografiskt nära som varandra och för vilka denne inte differentierar tariffema.

I propositionen understryks också att det bör ligga i företagens intresse att lägga samman angränsande koncessionsområden. Hittills har det inte funnits särskilda skäl att göra så, eftersom regler gällt for samma en grupp av koncessionsområden som för ett område. Med de reglerna nya har sådana skäl uppkommit. Vad gäller nättariffer for lokala nät har ännu inga förslag till nättariffer i enlighet med riktlinjerna i den vilande lagstiftningen redovisats. I stort sett kan peka på att punkter man samma som redovisats i avsnitt 5.3.4 är kritiska också vad gäller prissättningen de lokala näten. Avgörande är alltså dels hur kostnaderna for överliggande nät fördelas mellan kundkategoriema, dels hur kapitalkostnadema beräknas i samband med att elverksamhet och nätverksamhet separeras.

5.4 Behov

av förändringar av det vilande lagförslaget

De potentiella problem som behandlas i detta avsnitt är inte någon direkt följd av den vilande lagstiftningen. Däremot har den vilande lagstiftningen uppenbarat att såväl den gällande den vilande som lagstiftningen kan leda till effekter som kan vara oönskade av regionalpolitiska skäl. Det finns, å andra sidan, ökade möjligheter att förhindra sådana oönskade effekter med det vilande regelverket där överföringsprisema separeras. Vidare leder vanligen en uppdelning komplex av en verksamhet i flera led till att kostnaderna synliggörs och att möjligheterna till rationaliseringar därmed ökar.

SO U 1 995: 1 4 Glesbygdskundernas situation 159

Särskilt för nätkoncession för område

Förslag i sammandrag:

Vad nätkoncession för område föreslås att nätmyndigheten, på avser koncessionshavarens begäran, kan medge undantag från kravet på att varje koncessionsområde skall redovisas för sig. För att undantag skall kunna beviljas krävs att berörda områden ligger geografiskt nära varandra, att enhetlig nättariff avses en tillämpas samt att områdena utgör för nåtverksamheten lämplig en enhet. Om nätmyndigheten har medgivit att nätkoncessioner får redovisas samlat skall dessa koncessioner också vid skälighetsbedömning nättariffen anses utgöra ett område. av

Huvudprincipen är att den förorsakar kostnader för nätägaren också som skall betala för detta. Från denna huvudregel kan dock undantag medges. Detta är explicit uttryckt vad gäller områdeskoncessioner, där tariffen inte får varieras mellan kunder med hänsyn till deras geografiska belägenhet. Samtidigt införs också nya tarifferingsregler. De bestämmelserna tariffering och särredovisning leder till nya om detaljerad uppdelning kostnaderna än vad är motiverat en mer av som utifrån gällande praxis:

Vid prövning nättariff krävs att varje koncessionsområde - av en behandlas för sig. Detta reducerar grunden för bedömningen av en tariff till kostnaderna inom det enskilda koncessionsområdet, och gör det omöjligt att vid prövning behandla flera angränsande koncessionsområden enhet. Detta gäller trots att nätmyndigheten som en kan medge undantag från skyldigheten att redovisa varje område för

sig.

En kund inom ett koncessionsområde, för vilket nätföretaget tillämpar tariff är utjämnad över flera områden, kan med en som direkt hänvisning till lagtexten kräva prövning tariffen med av utgångspunkt från nätföretagets kostnader för det enskilda koncessionsområde där kunden tar ut sin el. Det kan förutsättas att den begär sådan prövning är belägen inom ett koncessionsområde som en med tätare kundstruktur än genomsnittet.

Denna situation kan i många fall undvikas sammanläggning av genom koncessionsområden. En anledning till att koncessionshavaren inte vill göra sammanslagning kan att denne någon gång i framtiden vill en vara

160 Glesbygdskundernas situation

ha möjligheter att ändra sitt koncessionsinnehav i syfte att strukturrationalisera, varvid det kan vara till nackdel för honom att ha alltför stora koncessionsområden. Frågan uppkommer om inte kostnaderna inom en samlad nätverksamhet eller inom koncessionsområden en grupp av borde medges grund för tariffsätmingen och redovisningen som av verksamheten. Detta skulle kunna lösas att nätmyndigheten, på koncessionsgenom havarens begäran, kan medge undantag från kravet att varje koncessionsområde skall redovisas för sig. För att undantag skall kunna beviljas krävs att berörda områden ligger geografiskt nära varandra, att en enhetlig nättariff tillämpas avses samt att områdena utgör en för nätverksamheten lämplig enhet. Om nätmyndigheten har medgivit att nätkoncessioner får redovisas samlat skall dessa koncessioner också vid skälighetsbedömning nättariffen av anses utgöra ett samlat område.

Särskilt om nätkoncession för linje

Förslag i sammandrag:

Med undantag for engångsavgift för anslutning föreslås att en nättariff för linje med spänning understigande 220 kV, inte får utformas med hänsyn till var uttagspunkten är belägen i förhållande till ledningens anslutning till andra nätkoncessioner for linje. Nätmyndigheten kan dock medge undantag om följande gäller:

a Den aktuella uttagspunkten fanns vid lagens ikraftträdande

b För uttagspunkten ifråga fanns vid lagens ikraftträdande en

särskild uppgörelse om avgiften med nätägaren.

c Det begärda undantaget får inte vara mer förmånligt, för den som

tar ut ström från uttagspunkten, än den uppgörelse som anges under Vid skälighetsbedömning nättariff för linje skall koncessionshavaav rens samtliga nätkoncessioner for linje vid samma spänningsnivå bedömas samlat.

När det gäller nätkoncession för linje, till skillnad för nätkoncession för område, har sannolikt lagstiftaren sett svårighet i att kräva helt en

SO U 1 995: 1 4 Glesbygdskundernas situation 161

avståndsoberoende tariffer inom regionområden, då det finns exempel på väl motiverade undantag från sådan princip främst större en förbrukare endast utnyttjar nedtransformeringen till regionnätet. som Man har förlitat sig på att nuvarande praxis även i fortsättningen kommer att tillämpas, inte minst då ett införande avståndsberoende av tariffer torde medföra betydande adminstrativa kostnadsökningar. I den praxis har utbildats för prissättningen på finns en stark som ambition för prisutjämning mellan elkundema. Tillgången till har i likhet med exempelvis tillgång till telefon och postgång setts som en rättighet, inom elsektom har prisutjämningen inte skett genom men lagstiftning utan att sådan tariffsättningspraxis har utbildats. genom en I den lagstiftningen lagfästs denna praxis delvis, medan den delvis nya förblir oreglerad. Lagstiftaren har haft målsättningen att åstadkomma reglering som en har till huvuduppgift till nättariffema blir låga och stabila. att se att Samtidigt skall tariffema i möjligaste mån kostnadsriktiga och följa vara den tidigare praxis har utvecklats avseende prisnivå och tariffstruksom Vidare skall tariffema i tillräcklig omfattning beakta att glesbygdens tur. kunder inte behöver stå för samtliga de kostnader elöverföringen till dem medför, samt slutligen även möjliggöra att nätägaren erhåller en skälig avkastning på i verksamheten arbetande kapital. Vid närmare granskning de olika bedömningsgrunder som en av angivits torde det svårfrånkomligt att vissa dem kan ovan vara av komma i konflikt med varandra. Som exempel härpå kan nämnas kostnadsriktighet i förhållande till glcsbygdsintresse samt kostnadsriktighet i förhållande till tidigare utvecklad praxis. För nätkoncession för linje saknas bestämmelser huruvida en särskild nättariff bör gälla för varje nätkoncession for sig eller på vilket annat företagen får sin uppdelning. sätt som göra Den enda vägledning finns i propositionen är under rubriken som l0.3.1 utformningen särredovisningen 105. Här anförs bl.a. av följande:

Den har nätkoncession för såväl område linje kan redovisa som som linjeverksamheten samlat. Nätägaren bör kunna redovisa för nätmyndigheten hur kostnaderna har beräknats för var och en av linjekoncessionema. Om flera företag inom koncern har nätkonen cession för linje bör nätverksamheten redovisas separat för varje

företag.

Av detta uttalande torde kunna dra den slutsatsen att nättariffen man normalt bör kunna omfatta flera nätkoncessioner, men att myndigheten

162 Glesbygdskundernas situation

inte kan undgå att göra en skälighetsbedömning för varje linje för sig om någon särskilt begär detta. Det är med utgångspunkt från vad som anförts i propositionen svårt att bedöma hur nätmyndigheten kommer att förfara i ett konkret fall. Lagtexten ger inte vägledning än att nättariffen skall skälig annan vara och saklig samt att konsumentintresset skall träda i förgrunden vid skälighetsbedömningen. Ett exempel kan möjligen belysa viss del problematiken. av Man kan tänka sig en sammanhängande regionledning som består av två nätkoncessioner for linje. Regionledningen förser elintensiv en industri och ett lokalt distributionsområde glesbydskaraktär med el. av Industrin ligger nära stamnätet och överföringen dit utnyttjar endast en av de två nätkoncessionema för linje. Nätägaren har satt nättariff för en hela den sammanhängande ledningen. Nättariffen är utformad utan beaktande av avståndet till stamnätet. För enkelhetens skull utgår vi ifrån att båda kunderna gör sina uttag på samma spänningsnivå. Industrikunden klagar och hävdar att nättariffens utformning är felaktig, i första hand beroende på att varje nätkoncession för linje bör bedömas for sig och i andra hand att tariffen inte är kostnadsriktig. Även tidigare har nätägaren gjort viss kostnadsutjämning. Nätmyndigheten och domstolarna får härvid inte annan vägledning för bedömningen av förstahandsyrkandet än de uttalanden har som gjorts angående hur redovisning av linjekoncessioner skall ske. På sikt kommer det naturligtvis att utvecklas någon slags praxis. Om man finner att inget hinder möter mot att konstruera nättariff för flera en koncessioner så återstår frågan tariffens kostnadsriktighet i om förhållande till hur nätägaren tidigare agerat och eventuella kostnadsökningar for glesbygd. En fråga inte heller besvaras i propositionen som är om begreppet konsumentintresse skall vägas mot att det är olika kundkategorier köper från nätägaren, t.ex. stor industrikund som en eller en annan nätägare med många anknutna hushållskunder. Om prövningsinstansema skulle finna, mot bakgrund principen av om kostnadsriktighet och att avståndet till storkraftnätet är mindre, att industrikunden skall betala mindre avgift innebär detta att den en regionala nätägaren, om han skall få täckning för sina kostnader, måste ta ut en högre avgift av den lokale nätägaren. Denne måste i sin tur höja tariffema för sina kunder. Ett sätt att lösa detta potentiella problem är att ändra lagstiftningen vad avser de regionala nättariffema. Det skulle kunna göras genom att skriva in i lagen nättariff för linje med spänning understigande att en

S0 995: 14 Glesbygdskundernas situation 163 U 1

220 kV, med undantag för engångsavgift för anslutning, inte får utformas med hänsyn till uttagspunkten är belägen i förhållande till var ledningens anslutning till andra nätkoncessioner för linje. Från denna huvudregel måste dock undantag kunna göras för att möjliggöra tariffsättning ansluter till dagens praxis. Nätmyndigen som heten bör således kunna medge undantag om följande gäller: aktuella uttagspunkten fanns vid lagens ikraftträdande

a Den

uttagspunkten ifråga fanns vid lagens ikraftträdande särskild

b För en

uppgörelse om avgiften med nätägaren. begärda undantaget får inte förmånligt, för den tar

c Det vara mer som

från uttagspunkten, än den uppgörelse under ut ström som anges

Dessutom bör, vid skålighetsbedömning nättariff för linje, kon-

av cessionshavarens samtliga nätkoneessioner för linje vid samma spänningsnivå bedömas samlat.

SO U 1995:14 Övriga frågor 165

Övriga

frågor

I detta kapitel har samlats underlag till vissa övriga frågor som Energikommissionen har funnit angelägna att behandla. I avsnitt vara 6.1. behandlas frågan nättariffer för produktionsanläggningar. I om avsnitt 6.2 behandlas nättariffer för småskalig elproduktion. I avsnitt 6.3 diskuteras behovet ett regelverk för organiserad elhandel. Frågan om av leveranskoncessionens längd behandlas i avsnitt 6.4. I avsnitt 6.5, behandlas fjärrvärmens situation. Hur den vilande ellagstiftningen stämmer överens med utvecklingen inom EU behandlas slutligen i avsnitt 6.6.

6.1 och för

Avgifter ersättning anslutning och inmatning till nätet

Förslag i sammandrag:

En innehavare elproduktionsanläggning skall ha rätt till av en ersättning innehavaren den nätkoncession till ledningsnät av av vars anläggningen är ansluten. Ersättningen skall motsvara:

l Värdet den minskning energiförluster produktion av

av av som elektrisk energi från anläggningen medför i koncessionshavarens ledningsnät. 2 Den minskning av koncessionshavarens avgifter för att vara ansluten till och ta ut från annan koncessionshavares ledningsnät, möjliggörs att produktionsanläggningen finns ansluten som genom till nätet.

För att underlätta handel med skall nätkunder, både producenter och konsumenter, enligt den vilande ellagstiftningen bara behöva avtala med nätägare, nämligen ägaren av det nät på vilken kunden har en en anslutningspunkt. En producent är ansluten till en regionledning som skall alltså betala nättariff till regionledningen. Det förutsätts ägaren av att regionnätsägaren i sin tur betalt avgift till stamnätet och att den

166 Övriga frågor SOU 1995: 1 4

kostnaden lagts in i nättariffen för regionnätet. En konsument som har uttagspunkt på ett lokalt nät, betalar på motsvarande sätt sin nättariff en till ägaren av det lokala nätet. I den tariffen ingår lokalnätsägarens kostnader för utnyttjande av regionnät och stamnät. En producent tecknar således enligt detta system enbart ett inmatningsabonnemang. Enligt tidigare nättariffer, t.ex. stamnätstariffen före l januari 1995, tecknade en producent såväl inmatnings- som uttags- och överföringsabonnem ang. Det nya systemet för tariffsättning har fått benämningen punkttariff. En konsekvens att nättariffen utformas punkttariff är att av som en det blir lättare att handla med el. Alla som är anslutna någonstans nätet stamnät, regionnät eller lokalnät kan handla med vem de vill utan att för den skull ändra sitt nätabonnemang. Den nättariff som erläggs till nätägaren påverkas inte heller av sådana handelsrelationer. En annan konsekvens av punkttariffsystemet är att elektrisk energi kommer att kosta lika mycket oberoende av var i systemet den produceras; transportavgiften är redan betalad. Så är inte fallet i dag. I Sverige är kraften billigare än i södra Sverige, och därigenom norra mindre värd för en producent. Orsaken är att det finns överskott på kraft i norra Sverige och underskott i södra Sverige. Producenter som har krafttillgångar i Sverige måste således räkna med att betala en norra transportavgift till Svenska kraftnät för åtminstone delar produkav tionen. På motsvarande sätt är det mer fördelaktigt att ha produktionstillgångar på lokala nät än på stamnätet eftersom den elektriska energin säljs till ett högre pris på lägre spänningar. På den reformerade elmarknaden bör motsvarande kostnadsfördelar för produktion som ligger gynnsamt till ur nätsynpunkt avspeglas i punkttariffen. Det betyder att kostnaderna för att mata in kraft på nätet skall högre i Norrland än i Skåne och högre på stamnätsnivå än på vara lokala nät. Hur nättariffema för inm atning utformas är utom ordentligt viktigt för att konkurrensen mellan kraftföretagen och mellan olika kraftslag skall bli riktig. Utformningen nättariffema för inmatning påverkar också av lokaliseringen produktion. Det är därför också av detta skäl av ny viktigt att inmatningstariffema utformas på ett kostnadsriktigt sätt. Vad nättariffer för uttagspunkter är det naturligtvis också av avser värde att dessa utformas kostnadsriktigt. Det finns emellertid även andra hänsyn som måste beaktas när uttagstariffema utformas, som en skälig utjämning mellan tätort och glesbygd, vilket har beskrivits utförligt i underlagspromemoria

SOU 1995:1 4 Övriga frågor 167

6.1.1 Den vilande lagstiftningen m.m.

Av 2 § 7 ellagen framgår att avgifter och övriga villkor för mom. överföring och anslutning till ledning nättariffer skall vara av skäliga och utformade på sakliga grunder, dvs. vara objektiva och icke-diskriminerande. Kunder får indelas i grupper efter kostnadsbild kunder inom kategori skall behandlas lika. Grundprincipen men samma är att varje kundgrupp skall bära sina kostnader. egna På stamnät och regionnät får såväl inmatnings- som uttagstariffer utformas individuellt. Förslag finns dock att ändra den vilande lagstiftpå denna punkt underlagspromemoria 5. Förslaget innebär

ningen se

uttagstariffer för kunder, är anslutna till nätkoncession för att som en linje med spänning understigande 220 kV, inte får utformas med hänsyn till uttagspunkten är belägen i förhållande till ledningens anslutning var till ledningsnät omfattas nätkoncession för linje. annans som av Inmatningstariffer får dock enligt förslaget utformas individuellt för

varje punkt. Enligt den vilande lagstiftningen får inte nättariff för område utformas med hänsyn till inom området kund är belägen. Detta var en gäller dock inte engångsavgift för nyanslutning. Denna begränsning vad tariffsättning på lokala nät gäller oavsett det är en inmatningsavser om punkt eller uttagspunkt. en Lagstiftningen i övrigt ingen speciell vägledning när det gäller ger utformningen av inmatningstarifferna.

Inmatningsavgzft på stamnätsnivå

Svenska kraftnät har i sin tariff för storkraftnätet beräknat en nya individuell tariff för varje inmatningspunkt och för varje uttagspunkt. Tariffen årlig abonnemangsavgift varierar mellan består av två delar. En l och 35 kronor kilowattimme och år, beroende på var i landet per anslutningspunkten är belägen. Till detta finns ett s.k. energiled, dvs. en tariffkomponent är beroende hur mycket som faktiskt matas som av in eller från nätet. I stamnätstariffen är denna komponent negativ tas ut i vissa uttagspunkter och i vissa inmatningspunkter, dvs. Svenska kraftnät betalar avgift till den matar in eller tar ut el. En en som beskrivning Svenska kraftnäts stamnätstariff återfinns i underav nya lagspromemoria

168 Övriga frågor

Inmatningsavgifter på regionala nät

På regional nivå har flertalet nätägare aviserat de att avser att sätta

individuella tariffer för varje inmatningspunkt. I de avtal reglerar

som

villkoren for produktionsanläggningar är anslutna till regionala

som nät kan därmed hänsyn tas till varje enskild anläggnings påverkan på nätägarens kostnader. I vissa fall kan denna påverkan vara sådan att nätägaren borde ersätta producenten för att denne in

matar reduktion

av energiförluster och minskade energiavgifter till Svenska kraftnät eller för att denne kan garantera produktion under de perioder stamnätet

är hårt belastat eventuell reduktion abonnemangsavgiftema

av på stamnätet.

Förslag till förändring av den vilande lagstiftningen

Ett problem med vissa bestämmelser i den vilande lagstiftningen är att de uttryckligen reglerar avgifter för överföring och anslutning till av ledning nättariff. Som beskrivits kan produktionsanläggning ovan en som ansluts till ledning innebära fördelar för nätägaren. I sådant en ett fall borde avgiften betalas nätägaren och inte tvärt Det dock av om. är tveksamt den vilande lagstiftningen vid formell prövning medger om en en tolkning som innebär att nätägaren betalar avgift till producenten en och inte tvärt om. Om den vilande lagstiftningen innebär begränsningar i detta hänseende det olyckligt. Den princip bör vägledande vore som vara är att eventuella fördelar för nätägaren att det finns produktion på av nätet bör tillfalla producenten. Konsekvensen att inte utforma tariffen i av enlighet med denna princip skulle att konkurrenskraften för viss vara produktion, speciellt produktion ansluten till lägre spänningsnivåer, försämras jämfört med i dag. På motsvarande sätt skall naturligtvis de eventuella nackdelar för nätägaren sådan produktion medför belasta som den aktuella producenten. För att förtydliga lagstiftningen på detta område föreslås att en ny bestämmelse införs i ellagen reglerar eventuell ersättning som som

nätägaren skall betala till innehavaren produktionsanläggningen.

av Innebörden den bestämmelsen är producenter har av nya att rätt att

från innehavaren det nät till vilken produktionsanläggningen

av är ansluten få ersättning i huvudsak värdet för som motsvarar nätägaren av

Övriga frågor 169

i l

den produktion finns ansluten till dennes nät. Om rätten till som ersättning lagfästs måste det i lagstiftningen också anges efter vilka

kriterier sådan ersättning skall beräknas. en

Den största fördelen för nätägaren att produktionsanläggning

av en ansluten till torde ligga i den avgift nätägaren betalar finns nätet att som för ansluten och ut från angränsande nät blir lägre än den att vara ta skulle Den faktiska nätavgift betalas skall således annars vara. som

jämföras med den avgift skulle betalas om produktionsanlägg-

som ningen inte funnits. Om det vid sådan jämförelse visar sig att de en behöver erläggas till angränsande nätägare blir lägre med avgifter som

produktionen ansluten skall innehavarna produktionsanläggningen

av med motsvarande belopp. Om det finns än en produktionsersättas mer anläggning bidrar till att sänka nättariffen till angränsande nät skall som fördelning ske mellan dessa i relation till hur mycket var och en en faktiskt bidrar till att sänka avgiften. Det kan också uppkomma fördelar för nätägaren att det finns en av ansluten till att produktion från

produktionsanläggning nätet genom

anläggningen reducerar energiförlustema på det nätet. Värdet av egna detta för kan, på motsvarande sätt uppskattas nätägaren som ovan, energiförlustema i nätet beräknas dels med produktionen genom att ansluten, dels I den utsträckning förlusterna på nätet blir lägre med utan. lokal produktion skall värdet detta tillfalla ägarna produktionsanav av i relation till hur mycket och faktiskt bidrar till läggningarna var en förlustminskningen. Storleken på den ersättning innehavaren produktionssom av berättigad till måste beräknas individuellt för varje anläggningen är inmatningspunkt. Ersättningens storlek blir nämnts beroende som nyss den produktionen medför. De kriterier som bör bestämma av nytta som denna nytta är: Mängden inmatad elektrisk energi samt när denna inmatning kan ske.

a

Produktionsanläggningens effektleveransförmåga.

b

Produktionsanläggningens driftsäkerhet och eventuella överens-

c

kommelser mellan koncessionshavaren och producenten om när

produktionsanläggningen planeras i drift.

vara första punkten, mängden inmatad energi och när inmatningen sker, Den påverkar kostnader för förluster i det nätet. Mängden nätägarens egna inmatad energi och inmatningen sker påverkar också de energiavnär

de eventuella högbelastningsavgifter nätägaren betalar för

gifter och som ansluten till angränsande nät. att vara Det bör påpekas att även nättariffen för anslutning till anom inte direkt skulle påverkas mängden inmatad energi gränsande nät av

produktionsanläggningen indirekt innebära fördelar som borde

kan

170 Övriga frågor

resultera i en kreditering. Ett exempel på sådan situation skulle en vara om en regionnätsägare tillämpar uttagstariff saknar energien som avgifter, dvs. uttagsavgiftens storlek påverkas inte det faktiska av uttaget. Det är inte rimligt att kreditering till innehavaren den lokala av

produktionsanläggningen uteblir till följd detta, eftersom nyttan

av av

den lokala produktionsanläggningen bör oberoende hur

vara av regionnätsägaren väljer att konstruera sin tariff. I detta exempel får en speciell beräkning göras visar hur stor ersättningen till den lokala som producenten bör vara.

Produktionsanläggningens effektleveransfcirmåga kan också påverka

ersättningens storlek punkt b. Det är dock inte självklart att en anläggning med stor produktionsfönnåga är värdefull nätsynmer ur punkt än en mindre anläggning, vilket framgår nästa punkt. av

Enligt punkt c måste också anläggningens driftsäkerhet vägas in

när ersättningens storlek bestäms. För skall kunna att en nätägaren sänka abonnemanget till överliggande nät måste det i många fall finnas speciella överenskommelser mellan nätägaren och ägaren till produk-

tionsanläggningen reglerar när produktionsanläggningen skall

som vara i drift och vad de ekonomiska konsekvenserna blir inte producenten om lever till sina åtaganden. upp Det har i sammanhanget diskuterats nätägaren kan ha om annan nytta av den lokala produktionen än vad redogjorts for Fördelar för som ovan. nätägaren av ansluten produktion skulle t.ex. kunna uppstå till följd av att nätägaren, tack vara att det finns produktion ansluten till nätet, inte behöver bygga ett så starkt nät hade varit nödvändigt. I som annars praktiken är det dock inte troligt att sådan situation kan uppstå. Det en skulle också mycket svårt för domstol fastställa storleken vara en att en eventuell ersättning. I den utsträckning nätägaren upplever det att

finns ytterligare fördelar att det finns produktionsanläggningar

av anslutna till nätet finns det inget hindrar att nätägaren tecknar som speciella avtal med producentema där eventuell ersättning regleras.

Denna bestämmelse bör utformas for att gälla alla produktionsanläggningar oberoende anläggningen är ansluten till ledningsnät av om som omfattas nätkoncession för linje stamnätet, regionnät eller av om

produktionsanläggningen är ansluten till nät omfattas nätkon-

som av

cession for område lokalnät. Frågor rättigheter enligt denna

om paragraf bör kunna prövas nätmyndigheten. av

SOU 1995: 1 4 Övriga frågor 171

6.2 Situationen för elproducenter med en

1 500 kW

produktionskapacitet på högst

Förslag i sammandrag:

Innehavare elproduktionsanläggning som kan leverera en effekt av högst 1 500 kW skall inte erlägga nätavgift för inmatning om annan än engångsavgift för anslutning och avgift för mätning och av avräkning. Vad ersättningen för den leveranskoncessionären avser som köper från de små producentema bör den utformas så att hänsyn tas till när under året inmatning sker.

I detta avsnitt behandlas de små elproducentemas situation på en reformerad elmarknad. De kan inte förväntas ha möjligheter att samma på den reformerade marknaden som större producenter. Det är agera viktigt att förutsättningarna är goda för den småskaliga, och ofta miljövänliga, produktionen. Därtill kommer att den småskaliga elproduktionen viktig regional synpunkt. Även produktionstillär ur om skottet från dessa anläggningar inte är så stort i dag kan det inte uteslutas att den småskaliga produktionen får större betydelse i det en framtida energisystemet. Det finns l 200 små vattenkraftsanläggningar med en sammanlagd ca effekt på omkring 400 MW och normalårsproduktion på cirka 1,5 en TWh. Enligt NUTEK:s bedömningar ägs drygt hälften av kraftverken små privata bolag. Kommuner äger 25 % verken medan övriga av ca av ägs av privatpersoner. Vidare finns det omkring 160 vindkraftanläggningar med en sammanlagd effekt på cirka 35 MW, vilket ger en produktion på ca 0,08 TWh år. Knappt 20 % vindkraftverken ägs av distributörer, per av knappt 10 % kraftproducenter och övriga ekonomiska föreningar av av m.m. Den installerade effekten i småskalig kraftvärme är 5 MW. Dessa ca anläggningars produktionsförrnåga är ca 0,02 TWh per år. Merparten de små kraftvärmeanläggningama ägs och drivs kommunala av av energiverk och den produceras förbrukas uteslutande i de egna som anläggningarna. Normalt utgör inmatningen från små produktionsanläggningar endast eldistributörens totala kraftinköp. Det finns dock några några procent av distributionsföretag har många små producenter inom sina områden. som Ljusnarsberg och Fagersta får 40 % 30 % sin elenergi från ca resp. av

172 Övriga frågor

små vattenkraftverk.

6.2.1 Nuvarande

ellag

Enligt nuvarande ellag är den innehar områdeskoncession skyldig som att köpa från produktionsanläggningar är belägna inom området som och som kan leverera en effekt om högst l 500 kW. För att åstadkomma en skälig prissättning är distributören skyldig att underkasta sig reglering av pris och övriga villkor för inköp från sådana av produktionsanläggningar. I proposition 1986/87:167, där mottagningsskyldigheten föreslogs, framhölls att prövningen bör utgå från att mottagande av kraft från lokal producent inte skall medföra en merkostnader för distributören jämfört med inköp motsvarande kraft av enligt de råkraftpriser tillämpas inom området. som Svenska Elverksforeningen har sedan 1978 utgivit rekommendationer för ersättning av inmatas till distributör från mindre som en en produktionsanläggning. Dessa rekommendationer har fått stort genomslag och tillämpas av merparten föreningens medlemmar. Den av senaste utgåvan av dessa rekommendationer utkom l januari 1989, EKOVISAM 89. Det i EKOVISAM redovisade systemet for avräkning av leveranser från mindre produktionsanläggningar är relativt komplicerat och ger utrymme för tolkningstvister. Trots det har endast tre ärenden avgjorts prisregleringsnämnden för elektrisk ström. Orsaken av till ersättningssystemets komplexitet är att det ställs höga krav på rättvisa i varje enskilt fall.

6.2.2 De ekonomiska villkoren enligt EKOVISAM

Grundprincipen är att distributören ersätter den lokale producenten med utgångspunkt från energiavgiftemai den tariff efter vilken distributören köper sitt normala behov råkraft, dvs. altemativkostnadsprincip. av en Därtill kommer skäligt tillägg for de minskade överföringsförlustema som kan härledas till varje enskild inmatning. Med beaktande ovannämnda grundprincip kan ersättningen för av inmatad energi enligt EKOVISAM 89 beräknas enligt två likvärdiga metoder. I alternativ A beräknas ersättningen med utgångspunkt från energavgifterna i norm altariffen för den spänningsnivå vid vilken den inmatade

SOU 1995.-14 Övriga frågor 173

elektriska energin kan nyttiggöras. Detta innebär att värdet minskade av energiforluster ingår i energiersättningen och att särskild ersättning för förluster därför inte är motiverad. I alternativ B tillämpas energiavgifter i den tariff vid vilken distributören köper sin ordinarie råkraft och ersättning ges för värdet av minskade energiförluster med en årlig fast ersättning. Produktion i de små kraftverken under vinterns höglasttid kan i vissa fall innebära att distributören behöver betala lägre högbelastningsavgifter och lägre avgifter för effektförluster till sin ordinarie råkraftleverantör. Enligt EKOVISAM skall detta resultera i en ersättning till de små producentema i form av:

effektersättning lika med minskningen distributörens högbelast- - en av ningsavgifter och effektförluster större anläggningar, eller förhöjd energiersättning för energi inmatad under den egentliga - en

högbelastningsperioden mindre anläggningar.

Under förutsättning att den lokala producenten lämnar garantier om storleken på effektinmatningen under höglast kan dessutom ersättning lämnas för minskning distributörens abonnemangsavgifter och av effektförluster större anläggningar. Den lokale producenten skall dock ersätta distributören för de kostnader denne åsamkas för att ta emot producentens produktion. som Dessa kostnader utgörs av:

kostnader för anslutning och eventuell nätförstärkning som för- orsakas av produktionsanläggningens tillkomst skall bäras av producenten och erläggas som engångsavgift, kostnader för mätning och avräkning, i undantagsfall kostnader för belastning av distributörens nät motsvarande högst hälften normala abonnemangsavgifter för den av högsta effekt producenten beräknas inmata på nätet, dvs. som differensen egen produktion och belastning, samt av de kostnader råkraftleverantören eventuellt kan komma att - som påföra distributören för prim av producentens krafttillgångar

och kostnader for eventuell reservkraft maskinskadekraft.

174 Övriga frågor

Exempel på ersättning till lokal produktion, Sydkraft 1994.

10-20 kV 0,4 kV

nov mars HL 45,6 öre/kWh HL 46,9 öre/kWh - LL 21,6 LL 22,6

april, sept-okt HL 21,6 HL 22,6 LL 18,2 LL 18,5

maj- aug HL 15,9 HL 16,5 LL 13,2 LL 13,6

I priserna ingår ersättning för effekt med 13,0 öre/kWh nov-mars samt ersättning för reducerade energiförluster. HL måndag-fredag klockan 06.00-22.00 LL övrig tid

6.2.3 Det vilande

lagförslaget

Leveranskoncession

Ellagstiftningsutredningen föreslog i sitt betänkande SOU 1993:68 att bestämmelsen skyldighet för innehavare områdeskoncession om av att köpa från mindre produktionsanläggningar skulle slopas. Utredningen menade att bestämmelserna om köpskyldighet inte är förenliga m.m. med principerna för elmarknadsreformen, nämligen att produktion och försäljning av skall konkurrensutsättas. Flera remissinstansena av avstyrkte dock utredningens förslag, däribland Naturvårdsverket, Boverket och NUTEK, med motiveringen att Ellagstiftningsutredningens förslag kunde få negativa konsekvenser för små elproducenter. Regeringen instämde delvis i kritiken mot Ellagstiftningsutredningens förslag. Man menade att övergången till reformerad elmarknad en kort sikt kan innebära vissa problem för den småskaliga elproduktionen, men att det får förutsättas att investeringar i denna typ anläggningar av sker med avsikten att de skall vara lönsamma i ett längre tidsperspektiv. Regeringen föreslog därför att de små elproducentema tillsvidae skulle garanteras avsättning för sin produktion. Enligt den vilande ellagstiftningen är den har leveranskoncession skyldig att köpa som

Övriga frågor 175

från produktionsanläggning är belägen inom området och som en som kan leverera effekt högst 1 500 kilowatt. De små elproducentema en om har också möjlighet att få den ersättning som de erbjuds av koncessionshavaren prövad av nätmyndigheten. När det gäller ersättningens storlek konstaterade regeringen att EKOVISAM:s ersättningsregler för småskalig kraftproduktion är baserade på altemativkostnadspiincipen, att det på en öppen men elmarknad kan svårt att fastställa altemativkostnaden, eftersom den vara innehar leveranskoncessionen kan ha råkraftavtal med flera som producenter. Regeringen föreslog i stället att ersättningen bör baseras på koncessionshavarens genomsnittliga försäljningsintäkter per kWh över året med avdrag för skäliga kostnader för administration m.m. och skälig vinstmarginal för koncessionshavaren. Med försäljningsintäkter avsåg regeringen de tariffer som leveranskoncessionsinnehavaren tillämpar för hushållskunder och andra mindre förbrukare. Regeringen konstaterar dock att råkraftpriset kan variera över året. Ovan nämnda riktlinjer för beräkning ersättning till de små elproduav centema torde innebära att dessa under delar av året, främst sommartid, får ersättning är väsentligt högre än det råkraftpris som då en som gäller. Under andra delar året kommer den ersättning producentema av får lägre än råkraftpriset. Regeringen betonade att det naturligtvis vara inte finns något hindrar producent och en leveranskoncessionär som en att träffa avtal med innebörd. Regeringen ansåg också att det är annan lämpligt att nätmyndigheten utfärdar allmänna råd för beräkning av ersättning till små elproducenter. Från företrädare för de små producentema har det framförts önskemål att de bör få ersättning leveranskoncessionären som om en av tar hänsyn till när under året inmatning sker. I lagtexten står endast att innehavaren av leveranskoncession är skyldig att underkasta sig reglering priset för inköpt ström på av begäran den som levererar denna. av För att tillmötesgå de små producenternas önskemål föreslås här en ändring den princip anfördes i propositionen och som redovisas av som Ersättningen till små producenter bör utformas så att hänsyn tas ovan. till när under året inmatning sker. Eftersom lagtexten endast anger kriteriet skälig prissättning behöver inte lagtexten ändras för att möjliggöra att ersättningen varierar över året. Det bör ankomma på nätmyndigheten att utfärda allmänna råd i denna fråga. Avsikten med att införa inköpsskyldighet för leveranskonen cessionären att de små elproducentema skulle få grundtrygghet. var en Leveranskoncessionen föreslås i den vilade lagstiftningen gälla för tre år. Därefter skall systemet utvärderas. Om det när leveranskoncessionen,

176 Övriga frågor SOU

I 995: 1 4

och därmed mottagningsplikten, upphör att gälla föreligger behov av fortsatt garanterad avsättning till skäligt pris för från den småskaliga elproduktionen bör enligt förslaget lämpliga åtgärder vidtas. Näringsutskottet delade regeringen bedömning övergången till att en fri elmarknad på kort sikt kan innebära vissa problem för småskalig elproduktion. Man delade också bedömningen att det föreslagna systemet med mottagningsplikt ger ett tillfredsställande skydd för de små producentema. Utskottet underströk betydelsen konsekvenserav att na för den småskaliga elproduktionen belyses i samband med noga att systemet med leveranskoncession över efter the år. Utskottet ansåg ses vidare att den småskaliga elproduktionen bör skydd motsvarande ges ett den av regeringen föreslagna mottagningsplikten i ytterligare två år, även om det efter en utvärdering beslutas att systemet med leveranskoncessioner bör avvecklas.

Nätprissättning

En betydande skillnad jämfört med dagens förhållande de små är att producentema enligt det vilande lagförslaget kommer ha affärsatt relationer med såväl innehavaren leveranskoncession med av som innehavaren nätkoncession för område. Det ekonomiska utbytet av som producenten får av sin verksamhet är således skillnaden mellan de intäkter han får från leveranskoncessionären och nätägaren, och de avgifter han betalar till nätägaren. Vad avser intäkterna från elförsäljningen är dessa i särskild ordning reglerade i den vilande lagstiftningen, enligt vad beskrivits som ovan. När det gäller nättaritfema kan de små producentema få dessa prövade på samma sätt som andra nätabonnenter. Det kan prövas är bl.a. som tariffens skälighet och saklighet. Det finns dock ingen speciell reglering när det gäller nättariffen för de små elproducentema. Utformningen nättariifema för lokal produktion kommer få av att en avgörande betydelse för lönsamheten i de små kraftverken. Det finns en risk för att de nättaritfema kommer att missgynna de lokala nya

producentema jämfört med dagens EKOVISAM-regler. Problemet har

redan delvis behandlats i avsnitt 6.1. I enlighet med det förslag som lämnas där har lokal elproducent rätt till ersättning en som motsvarar:

l Värdet av den minskning av energiförluster produktion

som av elektrisk energi från anläggningen medför i koncessionshavarens

Övriga frågor 177

ledningsnät. 2 Den minskning koncessionshavarens avgifter, för att vara ansluten av till och ta ut från koncessionshavares ledningsnät, som annan

möjliggörs att produktionsanläggningen finns ansluten till

genom nätet.

Med dessa förslag i kombination skulle den lokala producenten få en ersättning från innehavaren leveranskoncession med vissa av som, avdrag, motsvarar dennes försäljningspris till mindre elanvändarc. Till detta kommer att den lokala producenten får en ersättning från nätkoncessionären enligt Sammantaget bör denna ersättning ovan. motsvara den ersättning i dag erhålls enligt EKOVISAM. som Hur stor avgift den lokala producenten skall erlägga för att ansluta till nätet och för att överföra regleras i den vilande lagstiftningen av paragraf 2 § 7 Generellt torde det inte finnas behov av att mom. ytterligare precisera hur nättariffema för inmatning skall sättas. Den vilade lagstiftningen utrymme för ändamålsenliga tariffer för lokal ger och regional produktion. För de små elproducentema, mindre än 1 500 kW, finns det dock fördelar förenklad och schabloniserad nättariff. med en

förenklad nättariff för små

6.2.4 Förslag till producenter

Reglerna för ersättning till lokal produktion bör enkla och ge den vara lokala producenten ersättning motsvara det verkliga värdet för en som elkonsumentema den lokala produktionen. Om ersättningen från av leveranskoncessionären och nätägaren blir mer förmånlig innebär det att elkonsumentema i området kommer att subventionera de lokala producentema. Förslaget innebär att innehavaren elproduktionsanläggning som av kan leverera effekt högst l 500 kW inte skall erlägga annan en om nätavgift för inmatning än engångsavgift för nyanslutning samt en administrationsavgift skall täcka nätägarens kostnader för mätning som och avräkning. Utöver detta skall den lokale producenten erhålla ersättning från nätägaren i enlighet med de riktlinjer som redovisas i avsnitt 6.1 Med detta förslag kommer de små producentema i de flesta fall att erhålla ersättning från den lokala nätägaren. De årliga kostnaderna för nåtanslutningen begränsas till kostnader för mätning och avräkning, vilket måttlig kostnad i sammanhanget. är en

178 Övriga frågor

I kombination med förslaget i den vilande lagstiftningen om köpskyldighet för innehavaren leveranskoncession torde de små av producentema med detta förslag erhålla ett lika gott skydd i dag. som En fördel med den vilande lagstiftningen jämfört med dagens lagstiftning är dock att den lokala producenten är fri att sälja sin på marknaden. Det kan finnas köpare är beredda betala för som att mer som är miljövänlig och lokalt producerad. Vid ett eventuellt borttagande leveranskoncessionema bör av konsekvenserna för de små producentema utredas. Förpliktelser om inköp och ett visst garanterat inköpspris bör eventuellt finnas kvar även om systemet med leveranskoncession tas bort. Från de små elproducentemas sida dock inte de här föreslagna anses åtgärderna tillräckliga. Man att det inte är tillräckligt med vara menar en bibehållen stödnivåjämfört med i dag, utan att ett ersättningssystem bör utformas betydligt högre ersättning till den småskaliga som ger en produktionen.

6.3 Behovet

av regler för organiserad

elhandel

Förslag i sammandrag."

Regeringen bör snarast ta initiativ till översyn med inriktning en att skapa lagstiftning skall gälla för organisationer bedriver en som som handel med i börslika former.

I tidigare underlagspromemoria har behovet organiserad elhandel av en berörts. Som nämnts pågår också arbete med att förbereda sådan en verksamhet. Ett problem därvid aktualiseras är att det saknas som lagstiftning på området. En organiserad elhandel kan omfatta flera former handel. En av balanstjänst används för att snabb och nedreglering kraft genom upp- av

säkerställa stabiliteten frekvensen i systemet. Vidare används balans-

tjänsten för att reglera obalanser för de s.k. balansansvariga aktörerna producenter och distributörer/elkunder väljer att själva hantera sin som balans mellan förbrukning och leverans/produktion. Dessutom kan balanstjänsten användas för s.k. motköp undvika att genom överbelastning i nätet.

SOU 1995.-14 Övriga frågor 179

En spotmarknad är främst ett sätt för producenter och konsumenter att optimera användningen av sina krafttillgångar och minska produktions- eller anskaffningskostnadema. En sådan handel med tillfällig kraft bör vid öppen elhandel kunna ske på lika villkor för alla aktörer, en dvs. såväl distributörer och större elkunder som kraftproducenter. En tredje del en organiserad elhandelsplats kan utgöras av en av derivatmarknad för handel med och riskhantering av standardiserade kontrakt. I såväl Norge som i England har centrala funktioner av detta slag inrättats myndigheterna som ett led i arbetet för att säkerställa den av öppna elhandelns funktion. I Norge är handelsplatsen statligt ägd och drivs Statnett har systemansvaret i landet. Statnett har organiseav som rat verksamheten i ett dotterbolag Statnett Marked A/S och därvid givit aktörerna stor insyn och påverkan på regelverket. I England hanteras handelsplatsen, The Pool, av National Grid Company enligt ett avtal med aktörerna. I Sverige har frågan om en organiserad handel med utretts av Svenska kraftnät. Utredningen redovisades i rapporten Handelsplats för utredning om förutsättningar för en svensk elbörs. Svenska kraftnät konstaterade där att det finns förutsättningar för en handelsplats för i Sverige, och föreslog att en balanstjänst reglerkraftmarknad borde inrättas snarast. Vidare rekommenderade man att en handelsplats med tillfällig el, spotmarknad, borde inrättas i ett andra steg, gärna i en samverkan med andra nordiska länder. Frågan organiserad handelsplats för behandlades av i om en regeringen i prop. l993/94:l62 där det framhölls att en organiserad handel, kraftbörs, kan ytterligare effektivisera elhandel. Det en påpekades att det finns ett flertal fördelar att vinna med en sådan, bl.a. förenkling handeln med el, en minskning av transaktionskostnadema av och en effektiv och synlig prisbildning. En framtida handelsplats måste för att fylla sitt syfte åtnjuta ett stort förtroende hos alla utnyttjar den. Detta innebär bl.a. att den måste som neutral och inte kunna styras vissa aktörer. Den måste följa vara av vissa givna regler och underkastad tillsyn från det allmännas sida. vara Som framgår Svenska kraftnäts rapport är det tveksamt om av nuvarande börs- och värdepapperslagstiftningen och reglerna tillsyn om på det finansiella området lämpar sig för elhandel. Elhandel skiljer sig i väsentliga hänseenden från finansiell börshandel och bör därför särregleras. En lagstiftning, reglerar tillkomsten och verksamheten vid ny som av handelsplats, bör bl.a. innehålla regler neutralitet, fritt tillträde, en om insyn, information, sekretess och tillsyn. Det regelverk som i dag finns

180 Övriga frågor

för finansiell börsverksam het bör kunna lämplig utgångspunkt. utgöra en Det gäller bl.a. lagen 1992:543 om börs- och clearingverksamhet, lag 1991:980 om handel med finansiella instrument och lagen 1991:981 om värdepappersuppgörelse. Regeringen bör snarast ta initiativ till översyn med inriktning att en skapa lagstiftning skall gälla för organisationer bedriver en som som handel med i börslika former.

6.4 Förlängning av giltighetstiden för

leveranskoncession

Förslag i sammandrag:

Systemet med leveranskoncessioner är sådant värde att det redan av inledningsvis bör gälla för längre tidsperiod än tre år. En en förlängning till fem år framstår lämpligt. som

I det vilande lagförslaget finns bestämmelser i vart fall under som en övergångsperiod ger ett skydd för konsumenter med liten elförbrukning samt för småskalig produktion. I promemorian Allmänt stegvis om en avreglering, publicerad i departementsstencilen Utredningar om

elmarknadsreforrnen Ds 1994:2, analyserades tre olika övergångslös-

ningar. I prop. 1993/94:162 anfördes skäl för att införa leveranssom koncessionssystemet blaföljande, 69 s. Det finns enligt regeringens uppfattning goda skäl för överen gångslösning i syfte att skapa stabilitet i avregleringen. Under en övergångstid bör de elkunder önskar kvarstå i ett system för som elhandel med i huvudsak villkor de råder. Under samma som som nu övergångsperioden, då allt fler kunder kan väntas söka sig till den öppna marknaden, kan också institutionella förändringar väntas ske som successivt kommer att underlätta för mindre kunder att på agera marknaden. Det gäller, tidigare nämnts, att avancerad mätutrustsom ning blir tillgänglig till lägre priser. Likaså kan med tiden en omställning väntas ske inom elförsörjningen innebär avsevärt som en förbättrad kundorientering. Det leder till att informationen om möjliga avtal för olika kundgrupper kommer att öka, och att leverantörer med särskild kundinriktning kommer att inträda på marknaden. Det är troligt att marknadsföringen först inriktas mot de

i i"

åk

SOU 1995:1 4 Övriga frågor 181

y

större kunderna, att säljarna efter någon tid börjar att söka men kunder också bland mindre förbrukare. Med tiden kommer därmed även hushållskunder att kunna agera på marknaden utan större transaktionskostnader och med tillgång till relevant information.

I propositionen vidare att leveranskoncessionssystemet borde angavs utformas så att statsmakterna inte behöver låsa övergångstidens längd utan att behovet övergångslösningen fortlöpande kan prövas. av Det har framförts önskemål att tiden för leveranskoncessionssysom temet skulle förlängas eller gälla tills vidare. En ordning med tillsvidarekoncessioner skulle avsevärt försvåra avvecklingen av dessa om systemet framdeles någon anledning inte längre framstår som av ändamålsenligt. Det skall också påpekas att det inte finns något tvång för någon att söka en leveranskoncession. Värdet av en leveranskoncession för koncessionsinnehavaren ligger i att kunder med liten förbrukning kommer att stanna kvar hos denne på grund av relativt höga transaktionskostnader, främst i form kvalificerad mätutrustning för av den vill på den öppna marknaden. Om dessa kostnader som agera minskar påtagligt så blir det lättare för alla kunder att köpa från vem de vill och därmed minskar också värdet och behovet av en leveranskoncession. En koncession gäller tillsvidare skulle också kunna påskynda en som vertikal integration, dvs. att producenter köper upp leveranskoncessionsinnehavaren för att därmed försäkra sig säkrare avsättning för sin om en produktion under lång tid. Det är troligt om producenten gör bedömningen att det kommer att ta avsevärt tid innan små förbrukare i nämnvärd utsträckning kommer att byta leverantör. Till skillnad från vad är möjligt med tillsvidarekoncessioner så som kan i samband med eventuell omkoncessionering av tidsbeman, en stämda koncessioner, införa villkor i själva koncessionen om detta skulle önskvärt. Detta förutsätter dock att man i lagen har infört anses möjlighet att uppställa särskilda villkor i koncessionen. en Det finns således ett antal faktorer talar emot att inte tidsbesom stämma koncessionema. Däremot kan det finns flera skäl till att förlänga den, enligt det vilande förslaget, längsta tiden om tre år. Tre år är i ett omregleringsperspektiv en kort tidsperiod. En förlängning till t.ex. fem år skulle leda till att den som innehar leveranskoncessionen får bättre planeringsförutsättningar. Denne skulle då, med den tryggare bas leveranskoncessionen innebär kanske kunna vara som benägen att gå med andra koncessionshavare för att pressa mer samman inköpspriser och för att kunna etablera bättre och mer kompetent en säljorganisation, vilket borde komma även kunderna tillgodo.

182 Övriga frågor

l

Med en så kort koncessionstid tre år finns det risk för att som kunderna ges alltför kort tid för att förbereda sig för den situationya nen. Detta kan bli särskilt påtagligt om ett beslut, som innebär att koncessionema inte förlängs, kommer nära koncessionstidens utgång. Genom att förlänga koncessionstiden tillförsäkras kunderna under en relativt lång tid möjlighet till priskontroll själva produkten el, en av vilket kan värdefullt under ett inledningsskede när kanske inte vara informationsspridningen hunnit utvecklas på ett helt tillfredsställande sätt. Därtill kommer att utvärderingen måste påbörjas redan innan systemet hunnit vara ikraft i två år, vilket kan medföra att resultatet av utvärderingen inte blir tillfredsställande. Näringsutskottet uttalade i sitt betänkande, 1993/94:NU22 Handel med i konkurrens, att den småskaliga elproduktionen bör ett ges skydd jämförbart med den för innehavaren leveranskoncession av föreslagna mottagningsplikten i ytterligare två år även vid om man utvärderingen av leveranskoncessionssystemet finner att detta bör avvecklas, och att regeringen därför bör anmodas att återkomma med erforderliga förslag för att säkerställa detta. Utskottet föreslog riksdagen att göra ett uttalande av nu angiven innebörd. Riksdagen biföll utskottets hemställan. Detta uttalande måste tolkas på så sätt att riksdagen givit regeringen i uppdrag att tillförsäkra småskalig produktion ett skydd den av omfattning som framgår av det vilande lagförslaget under minst fem år från regelverkets ikraftträdande. En förlängning av leveranskoncessionen till fem år är således i linje med riksdagens uttalande småskalig om produktion. Vad gäller problemet med vertikal integration så innebär en förlängd tid en viss risk för en ökning. Detta torde dock kunna motverkas att av man vid en eventuell omkoncessionering särskilt skulle kunna undersöka om den vertikala integrationen har ökat eller annars utgjort något problem for de kunder som finns inom integrerade leveransområden, och i så fall införa kriterier innebär att detta särskilt skulle kunna som beaktas vid omkoncessioneringen. Sammantaget är systemet med leveranskoncessioner sådant värde av att det redan inledningsvis bör gälla för en längre tidsperiod än tre år. Som redovisats ovan finns det dock påtagliga nackdelar med att koncessionema gäller tillsvidare. En förlängning till fem år framstår som lämpligt. Det får ankomma på regeringen att i god tid inför utgången av koncessionstiden utvärdera systemet med särskilt beaktande små av konsumenters och producenters situation. Om regeringen därvid finner

Övriga 183

skäl att förlänga koncessionstidema bör regeringen på lämpligt sätt se till att en omkoncessionering kan göras på ett ur administrativ synvinkel lätthanterligt sätt och som på ett tillfredsställande sätt tillgodoser konsumentintresset.

6.5 F j ärrvännens situation

Förslag i sammandrag:

För att bibehålla ett motsvarande skydd för fjärrvärme och naturgas i dagens lagstiftning föreslås att innehavaren av nätkoncession, som under övergångsperiod på tre år, inte skall vara skyldig att medge en ett nätabonnemang som möjliggör värmeförsörjning med inom områden där fjärrvärme eller naturgas distribueras. Vidare föreslås att kommunala företag som bedriver fjärrvärmeverksamhet eller distribuerar naturgas under motsvarande till skall omfattas de kommunalrättsliga principerna likställighet och av om självkostnad.

6.5.1 Dagens regler

Enligt nuvarande bestämmelser har eldistributören inte någon skyldighet att leverera för uppvärmning inom ett område där fjärrvärme eller naturgas distribueras eller avses att bli distribuerat. Genom denna regel skyddas fjärrvärme- och naturgasverksamhet från konkurrens från elvänne i de fall elverksamheten och fjärrvärme- och naturgasverksamheten har samma ägare. Om elverksamheten har en annan ägare än fjärrvärme- och naturgasverksamheten har elleverantören laglig rätt att leverera också för uppvännningsändam ål. El för drift av värmepumpar i fjärrvärmda områden omfattas inte av ovanstående regel. Områdeskoncessionärens leveransskyldighet gäller således till värmepumpar. Om kommunfullmäktige har beslutat att värmepumpar inte bör finnas i området gäller dock inte leveransskyldigheten. I dag omfattas fjärrvärme- och naturgasverksamhet med kommunala huvudmän av bl.a. likställighetsprincipen och självkostnadsprincipen. Likställighetsprincipen innebär att kommunen inte får särbehandla kommuninnevånare annat än på objektiv grund. Denna princip har betydelse för kommunens taxesättning. Självkostnadsprincipen innebär

184 Övriga frågor SOU I 995: 1 4

att avgifter för nyttigheter som kommunen tillhandahåller inte f°ar sättas så att de tillför kommunen en vinst. Syftet med denna princip är bl.a. att hindra kommuner från att missbruka monopolsituation. Dessa en kommunalrättsliga principer gäller oberoende av i vilken företagsform den kommunala verksamheten bedrivs. I dag finns också andra regler som skapar särskilda förutsättningar på värmemarknaden. Lagen 1981:1354 allmänna värmesystem om innehåller regler som i praktiken skulle förhindra en vârmekund att byta uppvärmningssystem om en anslutning till fjärrvärme eller naturgas redan skett. Företag som har begärt att få en anläggning allmänförklarad måste dock underkasta sig prisreglering och kontroll. Hittills har annan ingen anläggning allmänförklarats.

6.5.2 Den vilande lagstiftningen

Den vilande lagstiftningen innebär, om den införs utan förändringar, att konkurrensen mellan uppvärmningsformema skulle kunna öka. Ett visst skydd för fjärrvärme och naturgas behålls dock.

Leveranskoncessionären se underlagspromemoria l är enligt den

vilande lagstiftningen inte skyldig att leverera för värmeförsörjning av en byggnad inom ett område där fjärrvärme eller naturgas distribueras eller avses bli distribuerad. Leveranskoncessionären är dock skyldig att leverera till värmepumpar förutsatt att kommunfullmäktige inte bestämt att sådana inte bör förekomma i området. Detta ger ett visst skydd för fjärrvärmen och för naturgasen i de fall det huvudman för leveranskoncessionen för fjärrvärmeär samma som och naturgasverksamheten. Eftersom nätägaren enligt den vilande lagstiftningen inte får neka en anslutning om det finns kapacitet på nätet finns det emellertid inget som hindrar att fastighetsägaren köper den som behövs för uppvärmningsändamål av någon elleverantör. Ett annan byte av elleverantör förutsätter dock att fastighetsägaren bekostar en mer avancerad mätutrustning än vad som annars behövs. Om nätägaren saknar kapacitet på nätet kan denne neka en abonnemangshöjning tills dess att nätet har förstärkts. Nätägaren år dock skyldig att inom skälig tid förstärka nätet. Genom att elnätet öppnas för konkurrerande elleverantörer ökar sannolikt konkurrensen om värmekundema. Enligt den vilande lagstiftningen undantas kommunala företag därför från självkostnadsoch likställighetsprincipema vid produktion och distribution av

Övriga frågor 185

fjärrvärme och naturgas, vilket innebär att sådan verksamhet skall ske på affärsmässig grund. En förutsättning för att så skall ske är att

fjärrvärme- och naturgasverksamheten bedrivs i privaträttslig form i

regel aktiebolag. Möjligheterna att allmänförklara en fjärrvärme- eller naturgasanläggning påverkas inte av det vilande lagförslaget.

6.5.3 Behov att förstärka skyddet för fjärrvärme

av

och naturgas

Utbyggnad av fjärrvärme och naturgas har sedan lång tid stötts av statsmakterna. Genom dessa utbyggnader har miljön förbättrats i främst tätbebyggda områden. Tidigare skedde uppvärmning i fossileldade värmepannor inom respektive hus eller i värmecentraler för en grupp av hus. Genom introduktion av fjärrvärme sker i dag förbränning i större anläggningar som ekonomiskt kan bära en högre grad av rening. Möjligheterna att utnyttja miljövänliga och förnybara bränslen har därigenom också ökat. Vid en omställning av energisystemet kommer kraftvärme att vara ett ekonomiskt och miljövänligt alternativ. Det är därför rimligt att säkerställa att det värmeunderlag som finns inom fjärrvärmerörelsen inte går förlorat genom en återgång till enskild uppvärmning. En utbyggnad av kraftvärme skulle i ett sådant läge försvåras. Så som konstaterats tidigare kommer konkurrensen om värmekunder att öka om det vilande lagförslaget genomförs. De allra flesta fjärrvärme- och naturgasföretag har tariffer som innebär att de klarar en ökad konkurrensen från elvärme. Vissa anläggningar kan emellertid få ekonomiska problem tariffema måste sänkas kraftigt för att om värmekundema skall kunna behållas. Så som framgår av figuren nedan varierar medelintäkten mer än 100 % mellan de fjärrvärmeverk som har de högsta tariffema och de som har de lägsta.

186 Övriga frågor

Fig. 6.1 Genomsnittliga fjärrvärmeavgifter år 1993 öre/kWh, exkl.

moms

60,0

1 7 13 19 25 31 37 43 49 55 61 67 73 79 85 91 97 103109115121127133139145

De fjärivärmeverk som kommer att möta den största konkurrensen från elvärme är naturligtvis de som i dag har de högsta tariffema. Huruvida dessa verk också har den sämsta lönsamheten och därigenom har svårast att möta ökad konkurrens genom att sänka tariffema är inte självklart. Eftersom avgifterna för fjärrvärme i de allra flesta fall baseras på självkostnaden för verksamheten torde dock i allmänhet utrymmet för prissänkningar begränsat under åtminstone ett inledningsskede. vara Efter en tid bör dock rationaliseringar och avskrivningar på investeringar öka möjligheten att sätta mer konkurrenskraftiga priser. Det finns ett visst samband mellan nivån på ijärrvärmetaxoma och företagens storlek. I figuren nedan är företagen sorterade så att de minsta företagen återfinns längst till vänster i bilden.

SOU 1995.-14 Övriga frågor 187

Figur 6.2 Genomsnittlig fjärrvârmeavgift år 1993 öre/kWh exkl.

mom s

sorterade efter iöretagsstorlek de minsta företagen längst till vänster i bilden

Det finns däremot inget samband mellan ñärrvärmeföretagens tariffer och var i Sverige verken är belägna. I figur 6.3 är företagen indelade i ll områden. Område l omfattar Kristianstad och Malmöhus län och återfinns längst till vänster i figuren. Av figuren framgår att högkostnadsforetagen är jämnt fördelade över landet.

Figur 6.3 Genomsnittlig fjärrvärmeavgift år 1993 öre/kWh exkl.

moms

sorterade efter verkens geografiska placering de södra

området längst till vänster i bilden

1 713 19 25 3137 43 49 55 6157 73 79 35 91971IB1@1151211271381$145

7 -15-0269. Bilaga

188 Övriga frågor

I samband med att elmarknadsreformen införs kan elleverantörema försöka att finna marknader. Fjärrvärmeabonnentema kan då utgöra nya en intressant kundgrupp, eftersom kostnaden för att investera i en ny elpanna är ganska liten. Om ett litet fjärrvärmeverk därigenom tappar ett antal betydelsefulla kunder hamnar det i en besvärlig situation. När väl kontrakt tecknats med elleverantören och investeringen i elpanna m.m. är gjord, kan det vara svårt att vinna tillbaka kunderna till fjärrvärme även om fjärrvärmetariffema sänks. Under tiden kan dessutom nätägaren tvungen att förstärka elnätet för att klara de vara ökade elleveransema. En sådan utveckling skulle kunna leda till långvariga ekonomiska problem för vissa üärrvärmeverk och dessutom innebära en totalekonomiskt dålig lösning av det samlade uppvärmningsbehovet i kommunen. Utvecklingen kan i sådana fall också vara negativ ett energipolitiskt perspektiv, eftersom fjärrvärmeunderlaget ur är viktigt för gemensam produktion av och värme. De tillförda bränslena utnyttjas då effektivare och värmeproduktion sker än om i separata system. Även konkurrenskraften för vissa fjärrvärmeföretag kan om försämras på kort sikt är den allmänna bedömningen att konkurrenskraften på längre sikt kommer att stärkas. I takt med att behovet av ny elproduktion ökar väntas elpriset komma att stiga, vilket stärker fjärrvärmens konkurrenskraft. Dessutom kommer det då att bli mer intressant att bygga om fjärrvärmeverken till kraftvärmeverk, vilket skulle ytterligare stärka fjärrvärmebolagens konkurrenskraft på värmemarknaden. I dagens lagstiftning är den som innehar områdeskoncession inte skyldig att leverera för uppvärmning fastighet inom ett område av en där fjärrvärme eller naturgas distribueras eller bli distribuerad. avses Den ökade konkurrensen från elvärme som följer av den vilande lagstiftningen gäller i första hand den bebyggelse redan i dag är som ansluten till fjärrvärme eller till naturgas. Den största konkurrensen torde, vad avser nyanslutning, komma från oljeeldning och inte elvärme. Detta förhållande bedöms inte komma att förändras till följd av elmarknadsreformen. För närvarande sker det inte heller samma stora expansion av fjärrvärme i början l980-talet. Om någon som av fjärrvärme- eller naturgasleverantör önskar en monopolställning på den lokala värmemarknaden finns möjligheten att med hänvisning till lagen 1981:1354 om allmänna värmesystem ansöka om att få anläggningen allmänförklarad. I dagens lagstiftning är områdeskoncessionären skyldig att leverera

Övriga frågor 189

till värmepumpar såvida inte kommunfullmäktige har uttalat att sådana inte bör finnas i området. Denna regel tillkom i första hand för att möjliggöra för kommunfullmäktige att underlätta en expansion av fjärrvärme. Genom att förhindra att investeringar i värmepumpar genomfördes i fastigheter som inom kort skulle anslutas till fjärrvärme skulle onödiga investeringar i såväl de enskilda fastigheterna som i det gemensamma elnätet kunna undvikas. Risken för denna typ av felinvesteringar torde emellertid vara små i dag. Det är inte heller speciellt många kommuner som hittills har utnyttjat denna möjlighet till att förhindra investeringar i värmepumpar. Så som beskrivits tidigare ger inte dagens lagstiftning fullständigt skydd för fjärrvärme och naturgas mot konkurrens från elvärme. Skyddet bygger på att fjärrvärme- eller naturgasdistributören och områdeskoncessionären har huvudman. Under senare år har samma många kommuner sålt sin eldistributionsrörelse till i första hand elproducenter. I de flesta fall år det dock fortfarande samma huvudman för fjärrvärmen för eldistributionen. Det finns 50 områden där som ca fjärrvärme- och eldistributionen inte har samma ägare. I de fall kommuner med fjärrvärmeverksamhet har sålt eldistributionsverksamheten har de varit medvetna om att skyddet för fjärrvärmen minskar och har haft möjlighet att väga in detta i beslutet. Sammanfattningsvis kan det konstateras att konkurrensen på värmemarknaden ökar vid reformering elmarknaden i enlighet en av med förslaget i den vilade lagstiftningen. Kraftföretagen skulle kunna utnyttja den nya konkurrenssituationen till att sälja elvärme till låga priser i områden i dag har fjärrvärme. För vissa fjärrvärmeverk som skulle det svårt att möta denna konkurrenssituation genom att vara nya sänka fjärrvärmetariffema. Om några större värmekunder övergår till elvärme kan konsekvenserna för vissa fjärrvärmeföretag bli svåra. På sikt torde dock fjärrvärmens konkurrenskraft gentemot elvärme stärkas. Mot denna bakgrund är det motiverat att den vilande lagstiftningen kompletteras med regler innebär att ett motsvarande skydd som i som dag kan gälla för fjärrvärme och naturgas under en övergångsperiod.

6.5.4 Förslag till bibehållet för

skydd fjärrvärme och

naturgas

Ett bibehållet skydd för fjärrvärme och naturgas måste bygga på en begränsning nätägarens skyldighet att ansluta kunder för uppav värmningsändamål. Så konstaterats tidigare räcker det inte med att som begränsa leveranskoncessionärens skyldighet att sälja el.

,

190 Övriga frågor

Med nätägarens skyldighet att ansluta kund i den vilande en menas lagstiftningen såväl en skyldighet att ansluta helt elkonsumenter till nya nätet som skyldigheten att höja effektabonnemanget redan om en ansluten elkonsument så begär. Begreppet överföra ström avser elkonsumentens rätt att ta ut inom för anslutningsabonneramen manget oberoende av vem som levererar den elektriska energin. I de allra flesta fall krävs det ett utökat abonnemang för kund att en som i dag har fjärrvärme skall kunna övergå till elvärme. Om inte nätägaren är skyldig att erbjuda ett sådant abonnemang skulle således kunden kunna hindras från att byta uppvärmningsform. Med sådan en regel skulle fjärrvärmen och naturgasen få ett skydd i stort som motsvarar det skydd som finns i dag. I den vilande lagstiftningen har kommunala fjärrvärme- och naturgasföretag undantagits från de s.k. likställighets- och älvkostnadsprinciperna. I stället skall dessa företag efter affärsmässiga agera principer. Syftet var att skapa förutsättningar för fjärrvärme- och naturgasföretagen att möta den ökade konkurrensen på värmemarknaden som skulle kunna följa elmarknadsrefonnen. Med det förslag till av förändringar av lagstiftningen som redovisas här har inte dessa företag samma behov av att agera affärsmässigt. Tvärt torde det om vara motiverat att behålla de ovan nämnda kommunalrättsliga principerna för att därigenom ge värmekunderna det skydd de har i dag. som Så tidigare har nämnts kommer fjärrvärmens och naturgasens som konkurrenssituation på värmemarknaden sannolikt att förbättras på några års sikt. Det nu föreslagna skyddet mot konkurrens från elvärme är därför endast motiverat under övergångsperiod. Eftersom många en fjärrvärmeföretag ser positivt på en utveckling mot ökad konkurrens på värmemarknaden och en ökad affärsmässighet, bör inte heller övergångsperioden vara för lång. En övergångsperiod på tre år torde vara lämplig. I den vilande lagstiftningen är inte leveranskoncessionären skyldig att leverera för uppvärmning av fastigheter inom områden har som fjärrvärme eller naturgas. Detta undantag från leveransskyldigheten påverkas inte av dessa nya förslag. Från branschen har framförts att bland de 50 fjärrvärme- och ca naturgasföretag som inte är skyddade mot konkurrens från elvärme med dagens lagstiftning, finns de företag har det största behovet som av skydd. Deras situation kommer inte att förbättras med den här förslagna lagstiftningen. Samtidigt har en majoritet av fjärrvärme- och naturgasföretagen så konkurrenskraftiga priser på värme att ökad konkurrens

SO U 1 995: 4 Övriga frågor 191

från elvärme inte är ett reellt hot. Dessa företag är således inte betjänta något speciellt skydd mot konkurrens. Tvärtom är reglerna i den av vilande lagstiftningen bättre för dessa företag än dagens regler, eftersom de enligt den vilande lagstiftningen skulle ha haft möjligheten att agera affärsmässigt. Detta talar för att någon form selektivt skydd mot konkurrens från av elvärme skulle kunna införas i stället for det föreslagna skyddet. Ett nu sådant selektivt skydd borde innebära att de företag som faktiskt har ett skyddsbehov får ansöka detta i särskild ordning, medan de företag om välkomnar ökad konkurrens på värmemarknaden möjlighet som en ges att på affärsmässiga grunder. Vid utformningen av ett sådant agera selektivt skydd skulle lagen 1981:1354 om allmänna värmesystem kunna utgångspunkt. vara en

6.6 EU

Utvecklingen inom

6.6.1 EU:s strävan efter en inre marknad för

Inom EU har det sedan slutet 1980-talet funnits en strävan att bryta av hindren for handel med mellan länderna och att skapa en inre upp marknad för energi. Arbetet resulterade relativt snabbt i att man antog två direktiv, vilka kan ett första steg mot inre energimarses som en knad. Det s.k. eltransiteringsdirektivet avser att underlätta gränsöverskridande elhandel. Direktivet pristransparens ålägger el- och om gasleverantörer en skyldighet att redovisa kontrakterade priser och avtalsvillkor for industriella slutforbrukare. Dessa direktiv, liksom ett motsvarande transiteringsdirektiv för gassektom, trädde i kraft år 1992. Under år har ambitionerna främst koncentrerats på att uppnå senare s.k. Third Party Access TPA, dvs. att även tredje part skall ha tillgång till näten. EG-kommissionen lämnade i februari 1992 förslag till direktiv skulle innebära långtgående förändringar på el- och gasmarknadersom Kommissionens förslag på elområdet innebar i huvudsak följande: na.

ökade möjligheter till och harmoniserade bestämmelser för investe- ringar i elproduktion icke-diskriminerande bestämmelser for tillstånd att uppföra kraft- ledningar skyldighet att under vissa villkor ombesörja transitering på elnäten - PA för den som så begär T åtskiljande drift och ekonomisk redovisning for produktions-, - av

192 Övriga frågor

överförings- och distributionsverksamhetema i vertikalt integrerade elföretag s.k. unbundling.

Åtgärderna avsågs att genomföras stegvis och nationella variationer

skulle medges inom de ramar som förslaget innebar. TPA skulle införas för vissa grupper från år 1993 och för hela marknaden från år 1996. För de flesta länder skulle det ursprungliga förslaget ha inneburit ett kraftigt ingrepp på elmarknaden och motståndet mot liberaliseringsplanema har varit stort. Efter det att Europaparlamentet behandlat förslaget i en första läsning och formulerat vissa ändringsförslag lade kommissionen i februari 1994 fram ett omarbetat direktivförslag avseende elmarknaden. Kommissionens reviderade förslag innehåller ändringar som syftar till att öka graden frivillighet och utrymme för ett större ett av ge hänsynstagande till de skilda förutsättningar finns inom som resp. medlemsland. En viktig justering förslaget att villkoren för av var tillämpning TPA skulle fastställas i förhandling med nätägaren av en "negotiated TPA". Vidare skall elföretagen kunna åläggas s.k. public service obligations avseende elleveransemas säkerhet, regelbundenhet, kvalité och pris. Sådana förpliktelser för elföretagen kan innebära att deras skyldigheter att upplåta näten samtidigt begränsas. Under våren 1994 föreslog Frankrike ett ensamköparsystem single buyer system som medlemsländerna enligt förslaget ansågs kunna välja som alternativ till ett TPA-system. Grundprincipen i ensamköparsystemet är att ett särskilt utsett företag skall ansvar för att elproduktionskapacitet och överföringskapacitet byggs ut på lämpligt sätt samt för all överföring av till eldistributörer och andra köpare. Detta skall dock ske under myndighetstillsyn av att aktören, på icke diskriminerande villkor, låter alla som så önskar ge anbud på byggande elprodukav tionsanläggningar, leveranser Till skillnad från TPA-systemet av m.m. skulle nätägarna med det franska systemet således inte bli principiellt skyldiga att upplåta näten tredje part. Systemet innebär vidare en stark centralisering och statlig styrning. Under den utdragna behandlingen av direktivförslaget har medlemsländemas uppfattningar i vissa avseenden närmat sig varandra. Till stor del beror det på att bestämmelserna i det ursprungliga förslaget efterhand har mjukats upp genom att allt större inslag har förts in av valfrihet för de enskilda länderna reglemas tillämpning till att anpassa de egna förhållandena.

SOU 1995.-14 Övriga frågor 193

6.6.2 Det aktuella läget

Kommissionens omarbetade direktivforslag har behandlats vid flera tillfällen i rådets energiarbetsgrupp under hösten 1994. De viktigaste återstående principiella motsättningarna gäller vem som skall ha rätt att utnyttja näten och hur behovet reciprocitet i handeln mellan länderna av skall kunna tillgodoses. Vid energiministramas möte den 29 november 1994 beslutades om ett ställningstagande med följande huvudsakliga innehåll:

Rådet bekräftar vikten av att en inre energimarknad genomförs, som väsentlig del den inre marknaden, och att de historiskt en av betingade skillnaderna mellan ländernas elmarknader kräver flexibla lösningar. Rådet konstaterar att det råder enighet i flera de huvud- - numera av frågor har identifierats, bl.a. avseende gemensamma regler för som att främja konkurrens i elproduktionen.

Vidare framhålls att fortsatt diskussion krävs i frågan direktivet en om bör medge tillgång till näten, särskilt när det gäller möjligheterna att låta medlemsländerna välja mellan de båda alternativen TPA och ensamköparsystemet.

Arbetet bör bedrivas enligt ovanstående principer och så att en ståndpunkt formellt kan antas under år 1995. gemensam

EU-kommissionen har nyligen, på uppmaning av Rådet, inlett en studie med syfte att belysa konsekvenserna ett regelverk som innebär av valfrihet i fråga TPA och ensamköparsystemet. Kommissionen skall om bl.a. analysera alternativen, med hänsyn till behovet av ömsesidigom het, kan leda till likartade ekonomiska effekter och tillgång till anses elmarknader de förenliga med bestämmelserna i Romforsamt om är draget. I uppdraget ingår även att granska vissa frågor i anslutning till ett system med anbudsförfarande for elproduktion. Studien behandlar ny vidare de särskilda problem öppen marknad kan innebära för som en små eldistributionsområden.

194 Övriga frågor

6.6.3 Den svenska elmarknadsrefonnen i förhållande

till EU:s regler

I propositionen Handel med i konkurrens prop. l993/94:162 framhölls att det tidigare direktivförslaget från EG-kommissionen inte strider mot de föreslagna svenska lagändringama. Vidare anfördes att det, med hänsyn till att de förändringar därefter föreslagits från som Kommissionen och Parlamentet bl.a.syftar till att ta ökad hänsyn till de olika förhållandena i medlemsländerna, inte finns skäl att anta att de nya reglerna på den svenska elm arknaden skulle strida mot ett kommande EG-direktiv. Den vilande svenska ellagstiftningen innebär minst lika långten gående reformering elmarknaden det direktivförslag av som som diskuteras inom EU, inte minst sedan förslagets regler mjukats efter upp parlamentsbehandlingen. Det har hittills inte bedömts att det skulle kunna innebära några principiella problem för Sverige EU:s om direktivförslag skulle fastställas. Eftersom det fortfarande inte är klart med innehållet i de slutliga textversionema verkar Sverige för en utformning EU:s regler så av som långt möjligt liknar den svenska refonnen. Relativt omfattande om arbetningar av direktivtextema återstår dock och ett eventuellt behov av justering av svenska regler är fortfarande svårt att bedöma. Ingenting talar därför emot att Sverige kommer att kunna tillämpa principerna i den planerade reformeringen elmarknaden. av Sverige har till Kommissionen, inför uppläggningen av ovan nämnda studie om konsekvenserna ett regelverk innebär valfrihet när det av som gäller TPA och ensamköparsystemet, framhållit betydelsen att av reformeringen av den svenska elmarknaden inte hindras kommande av regler inom EU. En förutsättning för att konkurrens skall kunna uppnås på den svenska marknaden år att köpare och säljare av kan utnyttja ledningsnäten på skäliga och icke- diskriminerande villkor. Vidare har anförts att studien även bör belysa effekterna att länder väljer av som TPA-systemet tillämpar varierande grad "public service obligations". av

Appendix 195

Appendix: Kostnader, priser, skatter, miljörestriktioner m.m. i Sverige och grann-

länderna

1 Kostnader och priser

I nedanstående avsnitt kortfattat beskrivning elproduktionsges en av kostnader och elpriser i olika länder. En jämförelse elpriser till av distributörer och till industrin, omräknade till svensk valuta, görs i underlagspromemoria

1.1 Kostnader och priser i olika länder

Sverige

Sveriges elproduktion baseras på vattenkraft, kärnkraft, kraftvärme, oljekondenskraft och gasturbiner. I dag nyttjas i kostnadsresurserna ordning. Som baslast används vattenkraft och kärnkraft vilka under ett nonnalår för omkring 45 respektive 50 % av elproduktionen svarar vardera. Om elproduktionen från dessa kraftslag är tillräckliga tas kraftvärmeanläggningama i drift. Vid s.k. spetslast, när elanvändningen är hög, sker elproduktion även i oljekondensanläggningama. Gasturbiner används i huvudsak reservkapacitet. Vattenkraften används för som dygnsreglering, vilket innebär låg produktion under natten och hög produktion under dagen. Produktionskostnadema varierar beroende på kraftslag och

bränsleval. Den rörliga produktionskostnaden för att producera en kWh

1 I dessa ingår kostnader för drift och underhåll beräknat pä 1993 års bränslepriser.

8-15-0269,Bilaga

l

196 Appendix sou 1995:14

är för vattenkraft omkring 2 öre, kärnkraft 6 9 öref kraftvärme i

industri 8-11 öre och för kraftvärme i fjärrvärmenätet 12-20 öre beroende på val av bränsle. Kostnaden för oljekondenskraft är 24-29 öre per kWh. Gasturbinkraft har mycket höga produktionskostnader på omkring 50 öre/kWh. Det svenska råkraftspriset, dvs. det genomsnittliga priset på stamnätsnivå, ungefär 22 öre kWh år 19933. Elpriser för några var per storleksklasser av industri- och hushållskunder visas i tabell Det bör påpekas att det inom industrin finns kunder med större elförbrukning än de som här valts som typkunder för elintensiv industri.

Tabell 1 Elpriser för svenska typkunder inklusive punktskatter och moms år 1993, öre per kWh

Elintensiv Mellanstor Småindustri 3 Elvärme Hushállsels industri industri

punktskatt och 5 moms

1 Årsförbrukning 140 GWh och abonnerad effekt 20 MW. 2 Årsförbrukning 50 GWh och abonnerad effekt 10 MW. 3 Årsförbrukning 2 GWh. 4 Årsförbrukning 25 MWh. 5 Årsförbrukning 2 MWh. 6 Moms elvärme- och avser hushållskunder.

Källa: Energirapport 1994; NUTEK. Price of electricity at l January 1994; as UNIPEDE.

2 Inklusive kärnkraftskatt och avgift för slutförvaring utbränt kärnbränsle. av

3 Källa: Energirapport 1994, NUTEK.

Appendix 197

Norge

Den norska elproduktionen baseras nästan uteslutande på vattenkraft. Produktionskostnaden i det norska systemet består till största delen av vattenkraftverkens kapitalkostnader. Marginalkostnaden, dvs. kostnaden för att producera ytterligare kWh uppgår endast till ett par norska en ore. Till skillnad från de andra elmarknadema i Norden och i Tyskland finns det i Norge börs där både elproducenter och elanvändare kan en utbyta kraft. Härigenom erhålls öppen prisbildning på den norska en marknaden." Även endast 15-20 % all handel sker via Statnetts om av marknader, så har denna handel betydande inverkan på den bilaterala en handeln utanför elbörsen. Priserna på de kortsiktiga marknaderna bestäms dels rådande av nederbördsförhållanden och vattentillgång, dels av kostnader för import.

har bidragit till kraftiga variationer i prisema Ändrade regler,

Detta bl.a. för export el, samt den turbulens som har kännetecknat de av inledande åren efter avregleringen har bidragit till denna utveckling. Historiskt sett har dock elprisema i producentledet i Norge varierat starkt. De senaste årens fluktuationer är därför inte mer markanta än tidigare år. Priserna på längre kontrakt utgår bl.a. från de prisnivåer som etableras på Statnetts marknader. Den viktigaste bestämningsfaktom är dock förväntningar den framtida efterfrågan och produktionsom fönnågan. Priserna i kontrakten varierar beroende på kontraktslängd och tidpunkten när kontrakten tecknades eller omförhandlades. Priserna i engrosledet, dvs. de priser eldistributörema betalar till som produktionsföretagen, i snitt 14,2 norska öre per kWh, inklusive var producentskatt, år 1994.6 Detta är ett vägt genomsnitt för gamla, omförhandlade och kontrakt och alla kontraktslängder. Priserna på nya kontrakt har i snitt sjunkit med 8 procent mellan åren 1993 och nya 1994. I takt med den tilltagande konkurrensen på marknaden har elanvändamas villkor vid långsiktiga kontrakt till fasta priser förbättrats,

Statnett SF administrerar flera olika marknader, bl.a. spotmarknad, veckomarknad och reglermarknad.

Priset på spotmarknaden har varierat från 2 till 48 öre per kWh.

6 Kraftmarkedsundersökelse 2 1994, NVE. nr

198 Appendix

vilket har medfört ökad volym i denna typ handel. Under år 1994 en av minskade genomsnittspriset på sådana kontrakt mellan distributörer och industri/näringsliv med 8 % till 12,6 norska kWh.7 öre per Den elintensiva industrin i Norge köper till priser bestämda det av norska stortinget. Denna handel uppgår till ungefär 15 % den totala av användningen i Norge. De senaste elprisema till industrin finns att som tillgå är från år 1992.8 Då uppgick det genomsnittliga priset till

elintensiv industri mer än 70 GWh till 10,8 norska öre kWh,

ca per inklusive skatt För industriföretag med årsförbrukning på 50-70 en GWh per år uppgick priset till 14,2 norska öre inklusive skatt. Prisnivån varierar stort, mellan 3 till 16 öre kWh, beroende på tidpunkten ca per när kontrakten tecknades. När kontrakten löper ut kommer den elintensiva industrin att få köpa kraft på villkor andra samma som användare. Vissa av kontrakten löper inte ut förrän bortom sekelskiftet.

Finland

Den finska elproduktionen är relativt jämnt fördelad mellan kärnkraft, vattenkraft och konventionell värmekraft. Den konventionella värmekraften står för den största produktionsandelen, 45 %, därefter kommer kärnkraft, 32 %, och vattenkraft, 23 %. Av den konventionella värmekraften svarar kraftvärme för knappt tre fjärdedelar och kondenskraft för resten. De bränslen används är i storleksordning; som inhemska bränslen främst torv, kol, naturgas och olja. De rörliga produktionskostnadema är för kärnkraft drygt 3 kWh, för penny per kol- gas och torveldad elproduktion 10-11 kWh, för penny per oljekondens och gasturbiner 13 respektive 39 kWh. Till dessa penny per kostnader kommer skatter i produktionsledet. Priserna på högspänd framgår tabell Råkraftpriset inklusive av

7 Kraftmarkedsundersökelse nr 2 1994, NVE.

Statistiska Sentralbyrå.

Elskatten var år 1992 för elintensiv industri 2,1 norska öre kWh och per 4,15 öre för övriga användare.

° Källa: IVO.

Appendix 199

stamnätsöverföring ligger på 18 kWh och priserna till ca penny per distributörer på ca 19 penny. Råkraftpriset innefattar en producentskatt på ca 2 penny per kWh. Tabell 2 Elpriser i Finland år 1994, penny per kWh

penny/kWh

Källa: Finlands handels- och industriministerium.

Industrins elpriser varierar mellan drygt 19 penny och 38 penny beroende på vilken typkund som avses. Priserna i nedre delen av intervallet hänför sig till den elintensiva industrin. För en industrikund med årsförbrukning på 2 GWh och abonnerad effekt på 500 kW en en är genomsnittspriset 33 penny. För små hushållskunder i Finland är elpriset knappt 40 penny. Några punktskatter förekommer inte i konsumtionsledet, men däremot moms. Inkluderas betalar hushållskunden 47 penny. momsen

Danmark

Den danska elproduktionen är till 95 % baserad på kolkraft. Kostnaden för att producera kWh varierar idag från knappt 9 danska öre för de en billigaste kolkondensanläggningama till knappt 22 danska öre för de dyraste gaseldade anläggningarna. Vissa och dieseleldade gasanläggningar har produktionskostnad på 30-40 kWh." Dessa en öre per utnyttjas dock endast som reservkapacitet. I Danmark är elpriset föremål för reglering. Enligt ellagen skall

Kostnaderna är beräknade utifrån olika anläggningars förutsättningar som driftförhâllanden, bränslepriser och arbetskraftskostnader. Källa: Dansk Elforsyning, Statistik 1993, Dansk Elverksförening.

200 Appendix

priset sättas till den nivå där det ackumulerade resultatet ligger runt noll, vilket i princip innebär självkostnadsprissättning. Syftet är att uppnå balans för enskilda år och en så kostnadsriktig prissättning som möjligt både för kraftverk och distributörer. Kraftverkspriset, dvs. det pris som distributörerna betalar till kraftverken, i genomsnitt 26,3 danska öre kWh den 1 januari 1994. var per Kraftverksprisema skiljer sig mellan kraftbolag och regioner. De varierar också med spänningsnivån. Genom prisregleringen påverkas priserna dessutom av företagens ekonomiska över- och underskott från tidigare år, vilket bidrar till variationer i kraftverksprisema. Kraftverkspriset motsvarar i stort sett det svenska råkraftpriset plus överföringskostnader på regionnäten. Även priserna till industrin varierar kraftigt mellan olika kraftbolag och regioner. Det genomsnittliga priset för en industri med en årsförbrukning på l GWh var 35 danska öre per kWh den l januari 1994. Lägsta och högsta pris 26,6 respektive 50 danska öre var per kWh. Det genomsnittliga elpriset exklusive skatt för hushåll var under år 1993 omkring 45 danska kWh. Med elskatt, koldioxidavgift öre per och moms ovanpå detta priset 106 danska öre kWh. var per

Tyskland

Tysklands elproduktion består till stora delar kolkraft. I västra av Tyskland används framför allt stenkol och i östra Tyskland brunkol. I förhållande till den totala produktionen svarar kolet för ungefär 60 %. Den andra stora kraftkällan är kärnkraften med ungefär 30 % den av totala produktionen. Den sammanlagda elproduktionen år 1993 var 491 TWh i hela Tyskland. I tabell 3 visas elproduktionens sammansättning i västra respektive

12 Källa: Energiprisorientering 1994; Elprisudvalget, Konkurrensrâdet Danmark.

13 Källa: Energiprisorientering 1994; Elprisudvalget, Konkurrensrâdet Danmark.

14 Källa: ELSAM:s verksamhetsberättelse 1993.

Appendix 201

östra Tyskland år 1990, dvs. året efter de båda tyska staternas återförening. Det bör påpekas att de kärnkraftverk som då fortfarande i drift i östra Tyskland sedermera lades ned. var Tabell 3 Produktionens sammansättning i f.d. Västtyskland och

i f.d. Östtyskland år 1990.

Västtyskland Östtyskland

Total produktion ca 450 TWh ca 85 TWh andelar i %:

Källa: Framtidens elmarknad, Företagsekonomiska institutionen vid Lunds Universitet, 1992

Tysklands elpriser hör till de högsta i Europa. Till en del kan den höga prisnivån förklaras tvånget för kraftverken i västra Tyskland att av använda viss mängd inhemskt stenkol, som är väsentligt dyrare än en importerat. Ytterligare faktor drivit produktionskostnadema en som upp under det senaste decenniet är de strikta miljökrav har lett till som omfattande investeringar, omkring 75 miljarder DEM, i reningsutrustning i de koleldade kraftverken i västra Tyskland. Till detta kommer höga koncessionsavgifter till kommunerna, vilket återverkar på slutförbrukamas elpris. Det är mycket svårt att få tillgång till uppgifter om elproduktions-

5 Utlandsrapport från Sveriges Tekniska Attachéer, 9002.

202 Appendix

kostnader Tyskland. Enligt undersökning beräknas de genomsnitt-

en liga totala produktionskostnadema i västra Tyskland för kärnkraft ligga på 7,3-8,8 pfennig per kWh. För producerad med importerat kol är kostnaderna 5,9-6,6 pfennig kWh och med inhemskt kol 13,3per 14,0 pfennig per kWh. Av de undersökta ländema har Tyskland de högsta produktionskostnaden för baserad på såväl importerat som inhemskt kol. När det gäller kärnkraften ligger produktionskostnadema i Tyskland över genomsnittet för länderna i undersökningen, dock inte allra högst. Bränslekosmadema år 1993 för importerat kol 2,8 pfennig var per kWh och för inhemskt kol 10,5 pfennig kWh. Av skillnaden i per bränslekostnad mellan inhemskt och importerat kol kan grovt räkna man med att kraftföretagen själva får betala 2 pfennig kWh medan ca per subventionerna täcker resten. För kämbränsle, brunkol och naturgas var bränslekostnadema 2,5, 3,5 respektive 5,8 pfennig kWh. per Efter kompensation till kraftföretagen blir enligt ovanstående beräkningar de totala produktionskostnadema för baserad på inhem skt kol 7,6-8,3 pfennig kWh och bränslekostnaden 4,8 pfennig kWh. per per Den nuvarande utformningen kolsubventionerna bidrar i hög grad till av svårigheten att överblicka kostnads- och prisstrukturen på den tyska elmarknaden. Merkostnaderna för det inhemska kolet måste täckas genom högre elpriser. Men eftersom viss mängd måste användas en under alla omständigheter saknar de betydelse för de marginella kostnaderna och därmed även för incitamenten att handla med el. Den genomsnittliga produktionskostnaden ligger enligt ovanstående beräkningar efter kompensation i intervallet 6-9 pfennig kWh per

16 Undersökningen är utförd av Organisation des Producteurs dEnergie Nucleaire, år 1991 för anläggningar i drift år 1987 i ett antal europeiska länder. Rapportens uppgifter är korrigerade för den faktiska utvecklingen av bränsleprisema i Tyskland under perioden 1987-1993. Lägsta och högsta kostnader i intervallet avser en ränta på 5 respektive 8 %.

Belgien, Frankrike, Italien, Schweiz, Spanien, Storbritannien, Sverige och Tyskland.

18 Vereinigte Deutsche Elektrizitätswerke, VDEW.

19 Räknat på en produktion på 135 TWh och kostnad för företagen på 2,6 en miljarder DEM.

Appendix 203

beroende på produktionsslag. Med tanke på produktionens sammansättning borde det tyska råkraftpriset ligga på omkring 7-8 pfennig per kWh. Det bör påpekas att detta är uppskattning behäftad med stor en osäkerhet. Priset för större industrikunder 70 GWh år är runt 13 pfennig per kWh. Till de höga elprisema bidrar sannolikt det faktum att per elmarknaden i alla led är monopoliserad. De tidigare nämnda koncessionsavgiftema, i sig själva är ett utslag av bristande konkurrens, som innebär också de ett påslag på elprisema. För distributionsföretag och stora industrikunder är den högsta tillåtna koncessionsavgiften 1,2 pfennig kWh. För tariffkunder är den 2,6-4,7 pfennig per kWh per beroende på kommunstorlek. I tabell 4 visas elpriser för stora, mellanstora och mindre industrikunder olika delar Tyskland. av

Tabell 4 Elpriser den 1 jan 1994 för industrikunder i Tyskland,

Källa: Euro stat 20 Verordnung über Konzessionsabgaben für Strom und Gas. Vom Januar 1992.

204 Appendix

Prisvariationema mellan olika områden i Tyskland är markanta. Skillnaden mellan det lägsta och det högsta redovisade priset är ungefär 35 %. Den lägsta prisnivån finns i västra regionen och den högsta prisnivån i Hamburg. Generellt ligger priserna i de delarna norra av Tyskland något högre än motsvarande priser i de västra och södra

delarna. Prisnivån i f.d. Östtyskland skiljer sig inte från den de i västra

delarna av landet. För medelstor hushållskund elpriset i västra Tyskland år en var 1993 ungefär 114 kWh exklusive skatt. Med Kohlepfennigskatt öre per och moms priset 140 öre kWh. var per Elprisema till tariñkunder är reglerade i en federal förordning. Tariffema måste offentliga och får bara ändras efter tillstånd från vara delstatemas näringsministerium. Det finns regler förbjuder bl.a. som korssubventionering mellan tariftkunder och specialkunder.

2 och

Energi- miljöskatter

I Sverige är bränslen för elproduktion befriade från såväl energisom koldioxidskatt. Det finns dock producentskatter på i Sverige i form av skatter och avgifter på vattenkraft och kärnkraft, l-Z respektive

2,1 kWh. Elkonsumtionen,

öre per med undantag for tillverkningsindustrin, är dock behäftad med skatt på 9 öre kWh. El från en per vindkraftverk får speciell miljöbonus motsvarande skatten till husen hållen. Investeringsstöd förekommer för investeringar i vindkraft, biobränsleeldad kraftvärme och solvärme. Norge har tills helt nyligen endast haft konsumtionsskatter på el. År 1993 infördes dock en producentskatt som för närvarande uppgår till 1,5 norska kWh för vissa äldre Vattenkraftverk. Syftet med öre per skatten är bl.a. att behålla så mycket möjligt det ekonomiska som av överskottet från vattenkraften inom landet att låta även utländska genom köpare betala skatt. Vid införandet producentskatten sänktes av konsumtionsskatten för stor del industrin. Den elintensiva en av

21 Årsförbukning på 3 500 kWh, Eurostat.

n Skatten varierar beroende anläggningens ålder. på

23 Skatt 0,2 öre + avgift för avfallshantering 1,9 öre per kWh.

Appendix 205

industrin hade redan tidigare fått skattelättnader. Finland har endast producentskatt på el. För kärnkraft och vattenkraft utgår skatt på producerad el, medan skatt på konventionell värmekraft utgår från det bränsle som används. Under år 1994 genomfördes omfattande skatteomläggning som innebar en kraftig en höjning miljöskattema på energi. Ved, vind och avfallsenergi är av skattefria medan torvens koldioxidskatt är 30 % av motsvarande skatt för kol. Med den energibeskattningen har skatten på fossila bränslen nya ökat och beskattningen minskat. Vid årsskiftet 1994/95 höjdes av skatterna med ytterligare omkring 50 % . Skatterna i produktionsledet innebar i Finland för år 1994 ett påslag på råkraftpriset med i genomsnitt 2 3 öre kWh. För

penny ca per att

inte konkurrensen skall snedvridas finns även en skatt på importerad efter årsskiftet att höjdes från 1,3 till 2,2 per kWh. som penny Elproduktionen i Danmark beskattas inte. Skatter i elsektom läggs i stället i konsumtionsledet. Koldioxidavgiften är för hushållskunder 10 danska kWh elkraft. Denna avgift är beräknad på mängden öre per koldioxidutsläpp vid kolbaserad elproduktion oavsett vilket bränsle som faktiskt används. Momsregistrerade företag får nedsättning på 50 % en och betalar således 5 danska kWh. Energiintensiv industri kan öre per dessutom få reduktion till 100 %. Hushållskunder betalar även en upp elavgift på 27 danska öre kWh elkraft. I syfte att reducera per koldioxidutsläppen och främja användningen av naturgas och förnybara energikällor ett bidrag på 10 danska öre per kWh naturgasges producerad elkraft från de centrala kraftvärmeverken och 17 danska öre kWh i bidrag till elproduktion från vindkraft och biobränslen, främst per halm. I västra Tyskland finns konsumtionskatt på all på 7-8 %, en "Kohlepfennig", används för att subventionera användningen av som inhemskt stenkol. Detta är tre till fyra gånger dyrare än importerat kol. Skatteintäktema går till kraftföretagen, måste använda en viss som mängd inhemskt kol. Kraftföretagen kompenseras inte fullt ut utan får själva bidra med sammanlagt 2,6 miljarder DEM. Kraftföretagens produktionskostnader ökar därför på grund stödet till den inhemska av kolindustrin. Det har beslutats Kohlepfennigskatt också ska införas i östra att en Tyskland. Skatten läggs dock på lägre nivå, 4,25 %, som en följd av en att aktörerna på den östtyska marknaden har haft starka invändningar mot förslaget, därför att elprisema redan är högre i östra än i västra Tyskland.

206 Appendix

Det förekommer skatter på och olja i elproduktionen i Tyskland, gas vilket påverkar konkurrenssituationen för dessa bränslen. Skatten på olja är 55 DEM per ton och skatten på naturgas 0,36 DEM 100 kWh. per

Koldioxidbeskattning översikt - en

I tabell 5 ges en samlad bild koldioxidbeskattningen i de nordiska av länderna. Tyskland saknar än så länge koldioxidskatter, det men förekommer diskussioner att införa sådana. om Undantag från eller reducering koldioxidskatten för viss av konkuirensutsatt verksamhet, dvs. elproduktion och industri, har i Sverige motiverats med konkurrenssituationen och växthusatt problematiken är ett globalt problem kräver internationella som lösningar. Ett ensidigt tillämpande koldioxidskatt för konkurrensav en utsatta branscher i Sverige skulle kunna få till följd att utsläppen ökade i något annat land på grund ökad import producerad med av en av fossila bränslen eller att elintensiv industri flyttar produktionen till andra länder.

Appendix 207

Tabell 5 Koldioxidskatter år 1994, svenska öre

Skatt i öre/kg C02 Undantag Anmärkning

Sverige Alla bränslen Elproduktion. Icke Industrin betalar utom torv energiändamål. ingen energiskatt. Industri 8,3 Övrigt 33,3

Finland Alla bränslen Motorbränslen Energiskatt utgår utom torv Icke energi- på torv. Industrin ändamål betalar energiskatt.

Danmark Industri Energiintensiv Koldioxidskatten Hushåll industri kan få på är en reduktion upp till konsumtionsskatt. 100 %.

Norge Bensin och 37 Kol i Energiskatt på naturgas industriprocesser. olja. Nivån är Användning av lägre för industrin naturgas på än för hushållen. fastlandet. Olja ll Kol 13

Tyskland

Källa: IEA, Climate Change Policy Initiatives

EUcs koldioxid- och energiskatteförslag

EG-kommissionen presenterade år 1992 ett förslag till en till koldioxid-

och energiskatt. Förslaget skulle, det genomfördes, väsentligt

om påverka de olika ländernas elproduktionskostnader. Länder med stor andel fossilbaserad produktion, Danmark och Tyskland, skulle få som

2 COM92 226 final.

208 Appendix

relativt större ökningar i produktionskostnadema jämfört med länder som har mycket kärnkraft och vattenkraft. Direktivförslaget har diskuterats inom EU utan att något beslut har tagits i ministerrådet. Under år 1993 diskuterades olika möjligheter till undantag från skatten för både enskilda medlemsländer och branscher. En lösning på energi- och koldioxidfrågan enligt kommissionens ursprungliga förslag tycks dock avlägsen. En möjlighet har vara som förespråkats påbyggnad mineraloljedirektivet. är en av

3 Milj öpolitiska restriktioner

E Urs emissionskrav

Inom EU ställs vissa miljökrav har stor betydelse för som energimarknaderna. Speciellt viktigt för elsektom är direktivet från 1988 om utsläpp från stora förbränningsanläggningar, över 50 MWZS. Idet anges dels gränsvärden för utsläpp från anläggningar, dels mål nya för befintliga anläggningar. l direktivet fastslås, för hela EU och för varje enskilt land, mål för åren 1998 och 2003 avseende reduktion från befintliga anläggningar av kväveoxider svaveldioxid. Reduktionema är satta i relationen till resp. utsläppen år 1980. Målen är anpassade till ländernas skilda förutsättningar och situationer, framför allt vad gäller ekonomisk utvecklingsnivå. Medlemsländema får själva besluta vilka åtgärder om som skall vidtas för att uppnå målen. För Tyskland och Danmark innebär målen relativt hårda krav. Utsläppen svaveldioxid skall i av dessa länder reduceras med 70 respektive 67 % till år 2003. För kväveoxider gäller krav på reduktion till år 1998 på 40 respektive 35 %. I direktivet specificeras gränsvärden för utsläpp stoft, svaveldioxid av och kväveoxid för anläggningar byggda efter l juli 1987. Gränsvärdena visas i tabell För svaveldioxid skiljer sig gränsvärdena för olika anläggningsstorlekar. Inom EU pågår ett arbete med en översyn direktivet för utsläpp av från stora förbränningsanläggningar. En diskussion förs dels skärpta om gränsvärden och hur man ska ta hänsyn till den teknik faktisk nya som finns sedan l980-talet och nyttjas de mest ambitiösa länderna, som av

25 Dir 88/609/EEC.

i li L Appendix 209

dels att låta kraven gälla för anläggningar byggda även före år 1987. om För anläggningar under 50 MW ligger arbetet med utformandet av direktivförslag tills vidare. Det gör även ett diskussionsförslag för nere gasturbiner.

svavelprotokoll FN :s

Ett andra svavelprotokoll inom FN/ECE-samarbetet med att minska luftföroreningar över långa avstånd undertecknades i Oslo i mitten av juni 1994. Protokollet ländervisa tak för svaveldioxidutsläpp fram anger till år 2010. För de nordiska länderna är reduktionsåtagandena specificerade till år 2000 och för Tyskland till år 2005.

Tabell 6 Reduktion svavelutsläpp enligt svavelprotokollet av

Källa: SOU 1994:140. ECE

Inom EU pågår arbete med regler svavelinnehåll i oljor. En nya om revidering direktivet stora förbränningsanläggningar skall av om presenteras senast den 1 juli 1995.

210 Appendix

Nationella emissionskrav

Enskilda länder har miljörestriktioner när det gäller förbränningsanläggningar som helt eller delvis skiljer sig från EU:s. I tabell 7 visas gränsvärden för nya fastbränsleeldade anläggningar.

Tabell 7 Utsläppsnormer för svaveldioxid och kväveoxid från stora

nya fastbränsleeldade anläggningar, mg/m3 och mg/MJ

Anläggnings- Gränser för svaveldioxid Gränser för kväveoxid storlek

Norge

Sverige 285 100 145 50

Tyskland l-300 MW 2000 700 400 140 3 00 MW 400 140 200 70 1 Inom EU beräknas utsläppsmängd i milligram förorening normalper kubikmeter rökgas. I Sverige används eller milligram megajoule gram per tillfört bränsle. I det följande växlar vi mellan de olika måtten och ibland har en omvandling gjorts dem emellan. Denna är approximativ och ska endast ses som en grov jämförelse mellan lagstiftningama. För precisa uppgifter krävs mer exakt information olika bränslens och olika anläggningars egenskaper. om 2 Vad som menas med stora anläggningar skiljer sig mellan olika länder. Det är därför svårt att jämföra normerna mellan länderna. 3 Svavelinnehállet i kol som används i befintliga anläggningar under 200 MW och nya anläggningar under 50 MW måste reduceras till 390 mg/MJ till januari 1994. 4 För anläggningar över 100 MW krävs även 60 % svavelreduktion. 5 Krav pâ 85 % svavelreduktion. Källa: Coal Information 1993, IEA.

Appendix 211

I Sverige har riksdagen fastslagit mål att svavelutsläppen skall som minska med 80 % till år2000 jämfört med 1980 års nivå, vilket överensstämmer med Sveriges tak enligt andra svavelprotokollet. Målsättningen för kväveoxidutsläppen är att de ska minska med 30 % till år 1995 med 1980 som basår. I Norge baseras nästan all elproduktion på vattenkraft. Utsläpp av försurande ämnen kommer därför nästan uteslutande från andra sektorer och utländska källor. En statlig miljökontrollmyndighet beslutar från fall till fall vilka skall gälla för utsläpp från anläggningar. För normer som svaveldioxidutsläpp från koleldade anläggningar brukar krav ställas på att bränslet inte får innehålla än 1,5 viktprocent svavel och 0,8 mer procent ett årligt genomsnittsvärde. Norge har enligt andra som svavelprotokollet förbundit sig att minska utsläppen av svaveldioxid med 76 % till år 2000 från 1980 års nivå. Finland har mål att minska utsläppen svaveldioxid med 80 % som av från 1980 års nivå till år 2000. Detta mål överensstämmer med Finlands åtagande enligt andra svavelprotokollet. För kväveoxidutsläppen är målet minskning med 30 % från 1980 års nivå till år 1998. En en särskild svavelkommission har i sitt betänkande lämnat ett programförslag ytterligare begränsningar svavelutsläppen i om av energiproduktionen. Förslaget innebär att utsläppsnivån för nya kraftverk med bränsleeffekt på över 50 MW i årsmedeltal sänks till en 70 mg/MJ. Om detta går igenom närmar sig Finland det svenska gränsvärdet riktvärde, vilket är 50 mg/MJ för nya anläggningar. Danmark har strängare utsläppskrav på kväveoxid än övriga EUländer, förutom Sverige och Finland. Folketinget har för elsektom fastställt särskilda kvoter för emissioner av svaveldioxid och kväveoxider, vilka ställer höga krav på rökgasrening. Alla koleldade nya anläggningar är skyldiga att utrustas med avsvavlingsutrustning. Enligt andra svavelprotokollet skall Danmark minska sina svavelutsläpp till år 2000 med 80 %. I Tyskland finns det utsläppsnonner för svaveldioxid och kväveoxider från både befintliga och kraftanläggningar. Anläggningar nya är större än 300 MW måste ha avsvavlingsutrustning installerad som reducerar svavelutsläppen med minst 85 %. Förbränningssom anläggningar mellan 100 och 300 MW måste till viss del installera avsvavlingsutrustning. Sedan år 1984 har Tyskland strikta utsläppsgränser för kväveoxider i stora anläggningar, som innebär att katalytisk kväverening, SCR, måste installeras. Även befintliga anläggningar förväntas till dessa krav. I andra svavelprotokollet anpassas har Tyskland förbundit sig att minska utsläppen svaveldioxid från av 1980 års nivå med 83 % till år 2000 och 87 % till år 2005.

212 Appendix

I östra Tyskland gäller fr.0.m den l juli 1990 utsläppsnormer samma som i västra Tyskland för fossileldade anläggningar. Befintliga nya anläggningar skall vara anpassade till miljöreglema senast den 1 juli 1996. De anläggningar olika skäl inte rättat sig efter detta som av måste vara nedlagda senast den l juli år 2001.

Mål för koldioxidutsläpp

EU:s målsättning är att nå Stabilisering koldioxidutsläppen vid en 1990 års nivå år 2000. Många medlemsländer, liksom andra OECDländer såsom exempelvis Norge, har motsvarande mål för de nationella utsläppen. Vissa länder, exempelvis Tyskland, har ambitiösa mål. mer Danmark har mål att minska utsläppen med 20 % till 2005 som jämfört med 1990 års nivå. Finland strävar efter att stabilisera utsläppen först i slutet av 1990-talet. Målsättningar-na för de olika länderna sammanfattas i tabell

Tabell 8 Mål för utsläpp koldioxid av

Uttalat mål beträffande Anmärkning utsläpp av koldioxid i förhållande till år 1990

Land år 2000 år 2005 % % Sverige +/- 0 0 Brutto Finland Stabilisera från slutet 1990- - av talet. Danmark -20 Basär 1988 Norge +/- 0 Basár 1989 Brutto Preliminärt Tyskland -25 till -30 -25 till -30 Basár 1987 Brutto

EU +/- O Brutto

Källa: SOU 1994:140 IEA; Climate Change Policy Initatives, Paris 1994.

Appendix 213 l

4 Den framtida elförsörj ningen

Sverige

NUTEK gör årligen på regeringens uppdrag bedömningar av elanvändningen och redovisning elbalanser för kraftsystemet för en av den kommande tioårsperioden.

Elanvändning

I tabell 9 redovisas elanvändningen fördelad på sektorer för år 1993 NUTEK:s scenario for år 2005. Under 1993 uppgick den samt senaste totala nettoelanvändningen i Sverige till 140,4 TWh. De två största användarsektorema, bostäder, service respektive industri, svarade m.m. för 71,2 respektive 49 TWh. De övriga användarsektorema är fjärrvärmeverken och transportsektorn med elanvändning på 9,5 en respektive 2,5 TWh. Leveranser till avkopplingsbara elpannor uppgick till 7,2 TWh. Med de antaganden scenariot bygger på förväntas den totala som elanvändningen öka med i genomsnitt 1 % år till 157,8 TWh år per 2005. Elanvändningen inom bostads- och servicesektom beräknas öka med 1,2 % år i genomsnitt, från 71,2 TWh år 1993 till 82,4 TWh år per 2005. Det är framför allt elvärmeanvändningen som förväntas öka. Elanvändningen inom industrin väntas öka från 49 till 57,7 TWh eller med i genomsnitt 1,4 % år. Transportsektoms elanvändning, som per främst ligger på tågtrafiken, ökar enligt bedömningama från dagens 2,5 TWh till 2,8 TWh år 2005. Inom fjärrvärmesektorn väntas däremot minskning av elanvänden från 9,3 till 5,5 TWh. Detta beror på att elleveransema till ningen avkopplingsbara elpannor förväntas minska följd av att dagens som en överskott i elproduktionen successivt reduceras.

214 Appendix Tabell 9 Elanvändningen, 1993 och scenario för år 2005, TWh

raffinaderier

Distributionsförluster 8,4 l 9,4

Total netto 140,4 1,0 157,8 användning varav avkopplingsbara 7,2 -15,2 1,0 elpannor

Temperaturkorrigerad prima elanvändning 134,3 1,4 156,8

Källa: NUTEK, Energirapport 1994, B 1994:9

Produktionssystem et

I tabell 10 redovisas elbalanser för åren 1991-1993 NUTEK:s samt senaste scenario för år 2005. Elproduktionen har legat på i stort sett samma nivå, cirka 141 TWh, under de första åren på 1990-talet. Nettoexporten har pendlat kring l-2 TWh. Elproduktionen baseras i huvudsak på vattenkraft och kärnkraft. Under ett normalår producerar vattenkraftverken omkring 63,5 TWh, vilket motsvarar omkring 45 % landets elproduktion. År 1993 av var liksom året innan ett ovanligt gott vattenår, vilket medförde produkatt tionen i vattenkraftverken 10 TWh högre än normalt. Produkvar ca tionsförmågan i kärnkraftverken uppgår till omkring 72 TWh och svarar för ca 50 % landets elproduktion. Under år 1993 produktionen av var i kärnkraftverken ovanligt låg bl.a. på grund några block av att var avställda under delar året. Den goda vattentillgången medförde också av en viss nedreglering av produktionen i kärnkraftverken. Elproduktionen i kraftvärmeverken i tjärrvärmenätet kraftvärme samt

Appendix 215

i industrin har under år svarat för 3-4 TWh vardera. Den tekniska senare potentialen är dock högre, framför allt för kraftvärmeverken i fjärrvärmenätet. Det finns också betydande elproduktionsförmåga, cirka en 22 TWh, i oljekondensanläggningar som främst används som reservkraft. används också gasturbiner. Som reserver i kraftsystemet Enligt NUTEK:s scenario bedöms elefterfrågan öka med 1,0 % per år till knappt 158 TWh år 2005, medan den totala elproduktionen i landet bedöms uppgå till 152,2 TWh. Det innebär att det vid de givna förutsättningarna föreligger ett behov ytterligare eltillskott på av omkring 5,5 TWh. Vattenkraftens normalårsproduktion bedöms i prognosen öka något till omkring 64 TWh. Produktionsformågan i kärnkraftverken ligger kvar på 72 TWh, medan viss utbyggnad kraftvärme väntas ske. Kraften av värmeanläggningar i tjärrvärmenätet och i industrin väntas år 2005 tillsammans bidra med elproduktion på 13,5 TWh. Genom en avställningar väntas produktionsförmågan i oljekondensverken minska till 21 TWh. I prognosen antas att dessa endast kommer att producera 2,5 TWh år 2005, vilket innebär att de tillsammans med gasturbinerna utgör en reserv på drygt 20 TWh.

216 Appendix

Tabell 10 Elbalanser åren 1991-1993 och scenario för år 2005 vid normal vattenkraftproduktion, TWh

1991 1992 1993 Procent 2005 per år Total netto elanvändning 141,2 139,1 140,4 1,0 157,8 varav avkopplingsbara 8,3 8,4 7,2 -15,2 1,0 elpannor

Eltillñirsel

kraftbehov

Total eltillförsel 141,2 139,1 140,4 1,0 157,8

l Inklusive vindkraft; 31 GWh år 1993 och 200 GWh år 2005.

Källa: NUTEK, Energirapport 1994, B 1994:9.

Utgångspunkter och förutsättningar

Hur elanvändningen utvecklas beror på mängd faktorer, bl.a. den en ekonomiska aktiviteten i landet, den tekniska utvecklingen, bränslepriserna, energi- och miljöbeskattningen Även utvecklingen på m.m. tillförselsidan är beroende flertal olika faktorer. En bedömning av av den framtida elbalansen är betingad vilka antaganden gör för av man vissa centrala påverkansfaktorer.

Appendix 217

I NUTEK:s scenario antas att BNP växer med 1,8 % och industriproduktionen med 2,6 % år i genomsnitt fram till år 2005. Tillper förväntas relativt hög under de närmaste åren för att sedan växten vara plana ut under slutet perioden. Den privata konsumtionen antas växa av med i genomsnitt 2,0 % år och den offentliga konsumtionen ligga per kvar på oförändrad nivå. en I scenariot antas priserna på råolja och kol stiga till 28 dollar per fat respektive 52 dollar ton till år 2005. Detta leder i sin tur till ökade per priser på oljeprodukter och kol i Sverige. En känslighetsanalys med lägre internationella bränslepriser visar att effekterna på det svenska energisystemet blir förhållandevis små. Detta beror främst på att prisgenomslaget i Sverige är litet på grund den höga skatteandelen. av Enligt bedömningama kommer råkraftpriset, dvs. det genomsnittliga elpriset på stamnätsnivå, att öka realt till omkring 32 öre per kWh år 2005, vilket innebär ökning med omkring 45 % realt under hela en perioden. Genom att kraftslag med högre rörliga kostnader kommer att behöva tas i drift i större utsträckning än i dag får de prognostiserade prisökningarna på bränslen genomslag på elpriset, under förutsättning att marginalkostnadsprissättning kommer att tillämpas. Elanvändningen väntas öka med 1,0 % år, vilket är drygt hälften per ökningstakten för BNP. Med andra ord väntas bruttoav den antagna nationalprodukten växa med sammanlagt 24 % under perioden fram till år 2005 medan elanvändningen väntas öka med 13 %. Skillnaden jämfört med bruttonationalprodukten och elanvändningen hade växt om i takt motsvarar 16 TWh och representerar effekterna av antagen samma effektivisering och strukturförändring. Bedömningama energisystemets utveckling utgår från redan av fattade energipolitiska beslut. Det innebär för energi- och miljöskattemas del att de skattesatser gällde i början av år 1994 antas som bestå under hela prognosperioden. Likaså antas exempelvis att de s.k. omställningsprogrammen löper i den omfattning som beslutats. Prognosen visar den förda energipolitiken leder under vissa givna vart antaganden den ekonomiska tillväxten m.m. om

26 För närmare beskrivning antaganden se NUTEK, Energirapport av m.m. 1994, B 1994:9.

218 Appendix

Andra prognoser

I NUTEK:s Energirapport 1993 förekom ett låg- och ett högaltemativ med en BNP-tillväxt på 0,7 respektive 2,7 % år. Elanvändningen per bedömdes då ligga i intervallet 154-163 TWh år 2005. Dessa scenarier visar betydelsen skilda antaganden den ekonomiska tillväxttakten av om och kompletterar på så sätt 1994 års rapport där endast ett tillväxtfall studerades. Förutom NUTEK:s rapporter finns inget aktuellt material att tillgå när det gäller bedömningar på medellång sikt. KRAFTSAM:s senaste publicerade prognos är från år 1990. Med tillväxttakt i BNP en 1,9 % väntas elanvändningen enligt denna öka till 150 TWh till prognos år 2000. Uppgifterna baseras på ett alternativ förutsätter realprissom höjningar på med 30 % och effektivisering på 10 TWh. Med hänen syn till osäkerheten bl.a. den ekonomiska utvecklingen bedöms om elanvändningen ligga i intervallet 140-160 TWh. Det är svårt att göra någon jämförelse mellan KRAFTSAM:s och NUTEK:s bedömningar på grund av den djupa lågkonjunkturen under början l990-talet. Denna av kunjunktumedgång, KRAFTSAM inte kunde förutse i sin som prognos, har som visas i tabell 10 medfört nedgång i elanvändningen. en

Norge

Elanvändningen uppgick till 112,3 TWh år 1993, leveranser till varav avkopplingsbara svarade för knappt 9 TWh. Produktionen pannor var detta år 120,1 TWh. Norge hade således en nettoexport på 7,8 TWh. Tre fjärdedelar exporten gick till Sverige och närmare fjärdedel av en till Danmark. Produktionskapaciteten i Norge motsvarade 27,2 GW vid årsskiftet 1993-1994. Under ett s.k. nonnalår produceras 111 TWh. Den framtida elefterfrågan i Norge förväntas växa relativt långsamt. Tillgängliga pekar på ökning i elefterfrågan kring 1,1prognoser en 1,2 % år under perioden 1995 till 2005. Den samlade efterfrågan per exklusive leveranser till avkopplingsbara elpannor bedöms enligt prognosen komma att uppgå till 105 TWh år 1995 och 118 TWh 2005. Det bör dock betonas att prognoser över elanvändningen i Norge

27 NVE 1989. Några officiella prognoser över den framtida elanvändningen har inte gjorts sedan dess.

Appendix 219

är behäftade med stor osäkerhet. Den prognos som refereras till här arbetades fram innan elmarknaden reformerades. Hur reformen kommer att påverka elanvändningen har således inte kunnat innefattas i Hur ökad flexibilitet hos elkunder påverkar tillväxten i prognosen. en elefterfrågan är sådan faktor. Hur den elintensiva industrins en elanvändning påverkas en utfasning av de förmånliga köpvillkor de av hittills har haft är en annan faktor. Elanvändningen ökade med 1-2 procent per år under perioden 1988 till 1993. Under 1993 ökade elanvändningen utanför den elintensiva industrin allmännelig försörjning med 4,6 procent. Användningen under år 1994 bedöms växa ännu kraftigare. En anledning till denna utveckling kan en kraftig övergång från olja till inom industrin vara och hushållen till följd av den möjlighet till lägre elpriser som reformeringen har gett. Norges vassdrags- och energiverk, NVE, bedömer för närvarande att den framtida elanvändningen kommer att vara högre än vad prognosen från år 1989 visar. Den samlade potentialen för vattenkraftproduktion i Norge är beräknad till 175 TWh, lll TWh medelårsproduktion är varav utbyggd och i drift. Vattendrag motsvarande en produktion på 35 TWh är skyddad mot utbyggnad. Möjlig utbyggnad enligt befintliga planer är 24 TWh. Därutöver finns möjlighet att i framtiden koncessionsbehandla ytterligare 3 TWh. Under uppförande är 1,1 TWh. Vidare har 1,6 TWh beviljats koncession för utbyggna Vid färdigställandet av dessa anläggningar kommer normalårsproduktionen ha utökats till närmare 114 TWh. Det framstår således, mot bakgrund av tillgängliga prognoser, som att Norge kring sekelskiftet skulle komma att ha behov av ytterligare eltillförsel produktion eller import. Den långsiktiga marginalkostnaden för elproduktion bedöms NVE ca 23 norska öre per kWh. En ny av vara utbyggnad större omfattning i Norge innebär således en relativt av kraftig uppåt på priserna. Det bör därför framhållas att den press framtidsbild målas i befintliga inte till fullo beaktar som upp prognoser effekterna ökad flexibilitet hos användarkollektivet och det av en krafttillskott avvecklandet den elintensiva industrins förmånliga av köpeavtal medför.

28 Källa: Nordel.

220 Appendix

Finland

Elproduktionen och elanvändningen var år 1993 i Finland 58,1 respektive 65,6 TWh. Landet importerar från framför allt Ryssland och Sverige. Under de senaste åren har Finland importerat ll 17 % sin årliga elförbrukning. Importen av från Ryssland, och tidigare av Sovjetunionen, består cirka 5 TWh fast kraft per år. Importen från av Sverige, huvudsakligen utgörs av tillfällig kraft, har varierat mellan som 3 6 TWh per år. - Produktionskapaciten år 1993 sammanlagt cirka l4 300 MW. var Omkring 800 MW kapacitet är antingen under byggande eller ny beslutad. Det största projektet är ett 450 MW gaseldat kraftvärmeverk i Helsingfors, som beräknas vara klart år 1997. Enligt prognoser från Handels- och industriministeriet väntas elefterfrågan öka med cirka 3 % per till drygt 90 TWh 2005. År 2000 upphör det finska elhandelsavtalet med Ryssland. En ökad framtida elanvändning samt behovet att ersätta den ryska elen kommer att kräva utökad inhemsk produktion och/eller en ökad import. Det en nödvändiga tillskottet beräknas till 2 000 MW år 2000 och 5 000 MW år 2005. Endast del detta tillskott täcks genom planerade en av utbyggnader. Enligt information från Finlands Handels- och Industriministerium är de mest näraliggande lösningarna på behovet av ny kraft en utbyggnad kolkondens och/eller import av el. Här nämns Sverige och av Norge tänkbara importländer, det finns öppenhet inför som men även en fortsatt import av rysk kraft. Finland har inte några uttalade mål att stabilisera koldioxidutsläppen förrän i slutet 1990-talet och har därmed inte några egentliga av restriktioner vid val elproduktionsteknik under de närmaste åren. av En utbyggnad kärnkraften är i dagsläget inte något alternativ av eftersom den finska riksdagen, i september 1993, förkastade regeringens förslag om att bygga ett femte kärnkraftverk. Import naturgas sker i dag från Ryssland. Med hänsyn till av försörjningstryggheten är det knappast aktuellt att bygga fler kraftverk använder importerad rysk Om en framtida gemensam svensksom gas. finsk satsning på gasimport från Norge skulle realiseras kan detta medföra utbyggnad gaseldad elproduktion i Finland. en av Eftersom Finland förväntas det har behov av ny produktionskapacitet nuvarande förhållandevis låga elpriset börja stiga framemot sekelskiftet. En ökad integration den nordiska elmarknaden och/eller fortsatt av

Appendix 221

import från Ryssland kan medföra att prisstegringama skjuts framåt i tiden.

Danmark

Elproduktionen och elanvändning uppgick år 1993 i Danmark till 32 respektive 33 TWh. Nettoimporten var 1,2 TWh. Den totala elproduktionskapaciteten var 9 800 GW. Den framtida elanvändningen bedöms av Energistyrelsen och branschen komma att uppgå till omkring 36,3 TWh år 2005 vilket motgenomsnittlig ökningstakt på l % år. svarar en per De energi- och miljöpolitiska målen har resulterat i att den danska elsektom i dag befinner sig mitt i förändringsprocess. uppe en Ambitionen är att kolanvändningen skall minska och utbyggnad att en av naturgaseldad kraft och vindkraft skall gynnas, samtidigt som man önskar ställa om befintliga fjärrvärmeverk till kraftvärmeverk. Potentialen i elproduktion, mätt för omställningen till småskalig kraftvärme, l 200 MW. är ca I framtiden väntas användningen av naturgas, halm och flis få en allt större betydelse som en följd av de kraftiga styrmedel satts in. som Kraftföretagen försöker därför att göra produktionen och värme så av flexibel som möjligt. I de flesta anläggningar kan redan idag elda man med såväl kol som olja och naturgas. Det finns beslut att till år om 2000 bygga ut stora produktionsanläggningar med knappt l 000 MW och mindre anläggningar med 250 MW. Den danska kraftbalansen är i dag stark och med tanke på att investeringsbehovet är lågt kan de danska elprisema förväntas vara relativt stabila inom den närmaste framtiden. En ökad handel med såväl Norden som Tyskland kommer dock påverka de danska elprisema, men nettoeffekten är svår att förutsäga.

29 Dansk Elforsyning, Statistik 1993, Dansk Elverksförening.

30 Dansk Elforsyning, Statistik 1993, Dansk Elverksförening.

222 Appendix

Tyskland

I västra Tyskland förväntas konsumtionen att öka med l % per år under perioden 1989 till 2010, dvs från 441 TWh till 547 TWh. Den stigande efterfrågan förväntas till 75 % täckas ökad inhemsk produktion av av medan resten täcks av en ökad import. Uttryckt i TWh innebär det att nettoimporten ökar med drygt 16 TWh under perioden 1989-2005 och med ytterligare 10 TWh fram till år 2010. Produktionsökningen från 441 till 519 TWh förväntas enligt prognosen huvudsakligen ske i anläggningar baserade på importerat kol och naturgas. Den framtida energiförsörjningen är en het politisk fråga i Tyskland Oenigheten mellan de politiska partierna gäller framför allt kolsubventionema och kärnkraften. På grund av den politiska polariseringen är osäkerheten stor om hur det framtida energisystemet kan komma att se ut. Vad gäller kärnkraftens handlar meningsmotsättningarna om de nuvarande kraftverkens livslängd och säkerhet, frågan om upparbetning och/eller slutförvaring samt kriterierna för en ny generation kärnkraftverk. Socialdemokraterna och de gröna förespråkar en avveckling kärnkraften samtidigt som de vill ha fortsatt höga av kolsubventioner. Ett snabbt avskaffande av kolsubventionema är inte aktuellt sysselsättningskäl, omfattningen och utformningen av av men subventionerna är föremål för diskussion. Ett lagförslag har lagts fram innebär en omläggning av som kolsubventionema fr.0.m. år 1996. Innebörden i förslaget är att subventionerna skall bestämmas till ett givet totalt belopp i stället för att som nu gälla en viss mängd kol som kraftföretagen är tvungna att använda. Vidare kommer subventionerna att tillfalla gruvindustrin i stället för kraftföretagen. Hur subventionerna ska finansieras är inte klart, men kraftföretagens motstånd mot en konsumtionsskatt är kompakt och det är därför möjligt att lösningen blir en allmän skattefinansiering. Eftersom full kompensation inte betalas i det nuvarande systemet kommer omläggningen av subventionerna att sänka produktionskostnadema i stenkolseldade kraftverk i västra Tyskland. Hur priserna på den tyska elmarknaden kommer att utvecklas är

3 Bundesministerium für Wirtschaft, "Die energiewirtschaftliche Entwicklung in der Bundesrepublik Deutschland bis Jahre 2010 unter Einbeziehung zum der fünf neuen Bundesländer".

Appendix

beroende av vilka politiska beslut fattas i Tyskland, också som men inom EU. Om den tyska elmarknaden avregleras kommer mellan gapet elpriset och produktionskostnadema att ihop. Produktionspressas kostnaderna kommer i sin tur troligen att minska i takt med miljöatt investeringarna successivt betalas och möjligheterna använda av att importerat stenkol ökar. Enligt bedömningar framtida eltillförsel i av Tyskland förväntas en ökad import vilket kommer att verka prispressande. Enligt nämnda prognosrapport väntas det genomsnittliga ovan högspänningspriset till industrikunder sjunka med 19 % mellan åren 1995 och 2000 för att sedan ligga kvar på nivå år 2005. Under samma perioden 2005-2010 bedöms priserna stiga med 12 %. Åren efter återföreningen sjönk elefterfrågan med mellan 30-50 % i östra Tyskland. Denna nedgång har mattats och förväntas så nu av småningom följas uppgång. Inte förrän år 2005 väntas dock av en elanvändningen närma sig nivån år 1989, då den låg på 96 TWh. En stor del av de gamla brunkolskraftverken kommer stängas, att eftersom de inte uppfyller miljökraven i västra Tyskland. Inkluderas behovet att ersätta nedlagda anläggningar kommer 8 GW av ca ny kapacitet att behövas mellan åren 1991-2005. Den brunkolsbaserade produktionen år 1989 svarade för 95 % som elproduktionen har redan minskat med över 40 % och den förväntas minska ytterligare så att produktionen i de gamla anläggningarna endast kommer att utgöra fjärdedel vad den ursprungligen Nya en av var.

brunkolsanläggningar kommer att kompensera för del

en av produktionsbortfallet, trots det kommer brunkolskraftverken enligt men prognosen att svara för knappt 60 % den totala produktionen år av 2010. Importerad stenkol och förväntas stå för stor del den gas en av framtida elproduktionen. År 2010 förväntas importerat stenkol att svara för 25 %. En markant ökning naturgasanvändning i elproduktionen av märks redan i dag. Trots att VEAG:s medlemmar är tveksamma till naturgas ökar antalet naturgaseldade kraftvärmeverk i takt med att kommunerna i östra Tyskland bygger kraftproduktion. ut egen Någon framtida utbyggnad kärnkraften förväntas inte till följd politisk av av

oenighet. De kärnkraftverk fanns i f.d. Östtyskland lades ned efter

som återföreningen. De omfattande investeringar i produktionskapacitet och ny överföringsförbindelser måste genomföras i östra Tyskland kommer som att leda till att elsektom belastas med höga kapitalkostnader. Å andra sidan kommer bränslekostnadema att förhållandevis låga jämfört med vara västra Tyskland. De

kontraktdsom reglerar förhållandet mellan den

224 Appendix

västtyska kraftindustrin och kolgruvorna gäller inte i östra Tyskland. Det står alltså de östtyska elproducentema fritt att importera hela sitt behov stenkol till ett pris är väsentligt lägre än det västtyska kraftverk av som får betala för inhemskt kol.

Statens offentliga utredningar 1995

Kronologisk förteckning

Ett renodlatnäringsförbud.N. . Arbetsföretag En ny möjlighetför arbetslösa.A. . - Grön diesel miljö- ochhälsorisker.Fi. - . Långtidsutredningen1995,Fi. . Vårdenssvåraval. . slutbetänkande Prioriteringsutredningen.S. av

Muskövarvetsframtid. Fö. . Obligatoriskaarbetsplatskontakter för arbetslösa.A. . Pensionsrättigheter ochbodelning.Ju. . Fullt ekonomisktarbetsgivaransvar.Fi. 10. . Översyn skattebrottslagen. Fi. av

Nya konsumentregler.Ju. . 12.Mervärdesskatt Nya tidpunkterför -

redovisningoch betalning.Fi.

13 Analys av Försvarsmaktens ekonomi.Fö. . 14.Ny Elmarknad + Bilagedel.N.

1995 Statens offentliga utredningar

Systematisk förteckning

Justitiedepartementet Pensionsrättigheter och bodelning. 8 Nya konsumentregler.11

Försvarsdepartementet Muskövarvets framtid. 6 Analys av Försvarsmaktens ekonomi. 13

Socialdepartementet Vårdenssvåraval. slutbetänkandeav Prioriteringsutredningen.5

Finansdepartementet Grön diesel miljö- och hälsorisker. 3 - Långtidsutredningen1995. 4 Fullt ekonomiskt arbetsgivaransvar.9 Översyn av skattebrottslagen.10 Mervärdesskatt Nya tidpunkter för redovisningoch betalning. 12

Arbetsmarknadsdepartementet Arbetsföretag En ny möjlighet för arbetslösa. 2 - Obligatoriska arbetsplatskontakter för arbetslösa.7

Näringsdepartementet Ett renodlat näringsförbud.l Ny Elmarknad + Bilagedel. 14