Remissvar på Energimarknadsinspektionens

Remissvar på Energimarknadsinspektionens promemoria PM2021:03 Elnätstariffer

Statusrapport – från teori mot verklighet Generellt behövs starka prissignaler med avseende på lokalisering av kraftproduktion, eftersom det är viktigt för resurseffektiviteten i energiomställningen. Teknikutveckling inom batterier, vätgas, elbilar, elbilsladdare, värmepumpar och kylmaskiner ger stora möjligheter för framtidens konsumenter, producenter och prosumenter att avlasta våra redan hårt ansatta elnät. Det kan dock enbart ske om lämpliga prissignaler existerar.

Idag ges endast svaga prissignaler för att lokalisera etablering av kraftproduktionsanläggningar på bäst lämpade platser med avseende på elnätet. På lång sikt bör incitamentsstrukturer, t.ex. i form av elnätstariffer, utformas så att kraftproduktion lokaliseras dit den gör mest nytta.

På kort sikt riskerar emellertid snabba förändringar att drabba en ung, växande solbransch alltför hårt för att den ska kunna klara förändringen. Därför är konsekvensanalys viktigt.

---Idag finns ett undantag vad gäller elnätsföretagens frihet att själva utforma sina elnätstariffer. Undantaget gäller kraftanläggningar som har en installerad toppeffekt under 1,5 MW. I praktiken ger undantaget dessa kraftproduktionsanläggningar en lägre elnätsavgift än vad de hade utan undantaget. Det har gynnat småskalig kraftproduktion i flera decennier. Nu kan även småskalig solkraft dra nytta av undantaget. Undantaget är viktigt för småskalig teknologi under utveckling, samt för att vi fortsatt ska ha en balans mellan små- och storskalig kraftproduktion i landet.

1 (6)

För solcellsanläggningar som däremot är större än gränsvärdet 1,5 MW gäller idag att effektdelen av elnätstariffen för inmatning blir förhållandevis stor eftersom kapacitetsfaktorn för solenergi är låg (typiskt ca 13–15% jämfört med vindkraft på 25–40%). Det gör att solcellsanläggningar idag betalar höga nätavgifter även om de är lokaliserade till platser som innebär att de inte orsakar nämnvärd belastning på elnätet, t.ex. nära tätorter.

Dagens elnätstariffer är nästintill alltid utformade som effekttariffer så att de passar de andra kraftslag bättre än solkraft. De slår inte sällan hårt mot solkraften, t.ex. i januari om anläggningen producerar el få timmar men då med full effekt.

Vi vill framhålla vikten av prissignaler för lokalisering, speciellt om tonvikten på effekt ökar, eftersom den stora fördelen med solkraft är att kapaciteten går att bygga ut där den bäst behövs. Tariffer bör också utformas så att de tar hänsyn till när produktionstoppar inträffar. Vissa toppar är av godo eftersom de inträffar då produktionen i övrigt är låg i nätet, medan andra kan anses belasta nätet.

Utformningen av dagens effekttariffer, där timmen med högst effekt per månad (eller timmen med högst effekt per år) utgör basen för effektavgiften, återspeglar inte den kostnadsdrivande användningen av nätet för solelproduktion som är lämpligt lokaliserad. Väl lokaliserad solkraft bidrar till minskade förluster i nätet, både inom lokalnät och i överliggande region- och transmissionsnät, även om de har en låg kapacitetsfaktor.

2 (6)

Enkelhet, transparens och rimlighet Avseende enkelhet, transparens och rimlighet står i remissen:

“Ei:s analys visar dock att effektavgifter är svårare att förstå för kunderna och därför inte bör vara förstahandsvalet” Att betala för MB/sekund istället för MB är inte svårt att förstå när det gäller bredbandsuppkoppling. Varför skulle det vara svårt att förstå när det gäller el? Enheten MB/sekund motsvarar enheten kW (effekt) om enheten MB motsvarar enheten kWh (energi). Göteborg Energi har infört effekttariff för elnätskunder också med mindre huvudsäkring än 63 A. Det gjordes med en informationskampanj om vad det innebär att betala för effekt snarare än energi. (Det bör dock tilläggas att den effekttariff som införts (33,5 kr/kW) har svagare prissignaler än den skulle behöva vara för att användning av batterilager för effekttoppskapning ska bli ekonomiskt intressant.)

Residualkostnader Ei har delat in kostnaderna i fyra egna kategorier -residuala kostnader -kundspecifika kostnader -framåtblickande kostnader -rörliga kostnader, främst nätförluster

“Residuala kostnader är kostnader som inte varierar med den överförda mängden el på kort sikt” Det skulle gå att argumentera för att en minskning av “framåtblickande kostnader” över tid också innebär en minskning av residualkostnaderna. Mindre behov av nätutbyggnad gör att elnätet kommer vara mindre och därför ha lägreresidualkostnader i framtiden.

I rapporten står att rörliga kostnader bör täckas av energiavgifter som idag. Vi ställer oss frågande till det. Förlusterna uppstår ju i högre utsträckning när lasten är hög på ledning eller transformator. Critical Peak Pricing (CPP, som beskrivs i rapporten) och effekttariffer ger båda prissignaler som minskar de höga lasterna i elnätet då förlusterna är som störst.

Framåtblickande kostnader Kanske bör namn revideras på det som benämns som Framåtblickande kostnader. Förmodligen når vi en situation

3 (6)

där tariffer med Time of Use (också beskriven i rapporten)- eller CPPkaraktär blir permanenta lösningar. Storskalig energilagring kommer vara en del av energisystemet och göra så att nätet inte behöver byggas ut i den utsträckning som hade behövts vid modellering utifrån dagens elsystem. Den framåtblickande tariffkomponenten kanske är möjlig att fastställa först när det är känt vilken sammanlagringseffekt olika typer av konsumenter och producenter har. Men det kommer bli svårare i takt med att distribuerad lagring och efterfrågeflexibilitet ökar.

Kundgrupper Resonemanget att det främst är för att differentiera fördelning av residuala kostnader som användandet av kundgrupper införs är rimligt. Ett resonemang skulle kunna vara att se elnätet som en del av samhällskontraktet, precis som sjukvård, skola och försvar.

Alla är med och betalar oavsett hur mycket man nyttjar samhällsfunktionen i fråga. Att finansiera de här residuala kostnaderna via skattsedeln skulle dock kanske vara en opraktisk strukturell förändring. Liknelsen är ändå nyttig som inspirationskälla.

Fyra tariffkomponenter räcker Uppdelningen i fyra tariffkomponenter är lämplig. Vi ser inget behov i dagsläget av en femte tariffkomponent. Reaktiv effekt skulle till exempel kunna hanteras med en straffavgift istället för med en reguljär nättariffkomponent. Konsumenter och producenter ska nominellt inte påverka fasvinkeln i nätet. Nyttigt tillhandahållande av reaktiv effekt enligt systemoperatörens behov kommer förekomma och bör hanteras med marknadslösningar. Irland är ett exempel på hur marknad för reaktiv effekt kan utformas.

Implicita och explicita flexibilitetsmarknader Explicit marknad är sådan där bilaterala affärer görs mellan olika aktörer. Implicit marknad utgörs av smarta elnätstariffer, typiskt med tonvikt på effekt, ToU- och/eller CPP-komponenter. Det är fortfarande svårt att se hur explicita flexibilitetsmarknader ska fungera i praktiken. Det är viktigt att definiera och skilja på implicita och explicita flexibilitetsmarknader. Det genomförs pilotprojekt i Sverige och i andra länder inom lokala och explicita flexibilitetsmarknader. Kapacitetsbegränsningar kan uppstå på många olika platser i elnätet. Med smarta elnätstariffer (implicit flexibilitetsmarknad) skapas incitament för alla abonnenter som kan avlasta nätet på olika nivåer. En explicit flexibilitetsmarknad skulle behöva handlas på många olika nivåer, ner till varenda LV/MV-

4 (6)

transformator eller ännu mer fragmenterat. Det är möjligt att explicita flexibilitetsmarknader kommer bli verklighet i framtiden Det bör inte få förhindra utvecklingen av smarta elnätstariffer (implicita flexibilitetsmarknader) idag.

Struktur tariffer lika Det är positivt att grundstrukturen i tariffen är likadan för lokal-, region- och transmissionsnät. Det gör det enklare att förstå och enklare att fördela kostnader från överliggande nät nedåt till lägre spänningsnivåer.

Produktion vs konsumtion Större andel av elnätsavgifterna bör läggas på konsumtion istället för produktion. Ur ett internationellt perspektiv framstår Sverige som ett land med extremt hög andel av nätkostnaderna för stamnätet lagda på elproducenterna. Montenegro är det enda landet i Europa där högre andel nätkostnader belastas på elproducenterna (ENTSO-E Overview of Transmission Tariffs in Europe: Synthesis 2019). Investeringsviljan i ny produktionskapacitet begränsas om den tar för stor del av nätkostnaden och stor volym ny kraftproduktion kommer behövas om Sverige ska klara av sina klimatmål.

I Norge får endast en mycket liten del av de totala elnätsavgifterna läggas på elproducenterna, enligt det EU-direktiv 838-2010 som promemorian hänvisar till. En liknande regel i Sverige skulle ge betydligt mer förnybar kraft och komma elanvändarna i södra Sverige till godo i form av lägre elpriser.

Det skulle vara pedagogiskt för elsystemets aktörer om tariffer som sätts av lokalnätsägare skulle följa en enhetlig struktur. Dels skulle det göra tarifferna enklare att jämföra. Dels skulle det förenkla implementering av tjänster relaterade till efterfrågeflexibilitet och energilagring. Det är rimligt att den reglerande myndigheten har mer inflytande över elnätstariffernas utformning än idag. Inom EU är Sverige och Finland de enda länderna där lokalnätsägaren utformar tariffstrukturer mer eller mindre på egen hand (ACER Report on Distribution Tariff Methodologies in Europe, February 2021).

Ett första steg skulle kunna vara att Ei tar fram ett lagförslag som fastställer en miniminivå på andel av nätavgiften som utgörs av effektdelen samt reglerar strukturen för lokalnätsägaren att debitera avgifterna på. På längre sikt skulle den bästa nättariffen vara nästintill helt baserad på CPP-avgift som likt elhandelspris ElSpot publiceras D-1 för varje nätområde.

5 (6)

Nätanvändare kommer då ha utrustning som hämtar sådan data via API och schemalägger användningen av flexibla resurser i avvägning mot andra prissignaler som utgörs av elhandel, stödtjänster till SVK och optimerad egenanvändning (om produktion och konsumtion är samlokaliserad).

Nätnytta vs bättre utformade nättariffer Det bör övervägas om konceptet nätnytta kan ersättas med korrekt utformade nättariffer. Nätnytta är inte en vanlig företeelse inom EU, varför avskaffandet skulle vara harmoniserande med avseende på andra länder vilket är positivt för effektivare och mer integrerade marknader. Det skulle bidra till Eis generella kriterium om enkelhet samt öka Sveriges attraktivitet som ett land att investera i. Hänsyn behöver då tas till att i vissa fall - när elektricitetens flöde är sådant att kostnaderna för överliggande nät minskar - skulle betalning för nätavgift ske i omvänd riktning mot vad som görs idag. Betalning skulle alltså ske från nät till abonnent alternativt från överliggande nät till underliggande dito.

Lokalisering Lokalisering är en viktig faktor för effektivare nättariffer. Även på den allra minsta skalan, inom nätområdet, finns vinster i att prissignaler för lokalisering existerar. Kommande regelverk för kollektiv egenanvändning som är en del av funktionen av energigemenskaper (se vårt tidigare remissvar) skulle kunna fylla en sådan funktion. Ett exempel finns i Österrike där kollektiv egenanvändning är sådan användning som sker inom område för en MV/LV-transformator under en och samma avräkningsperiod (60 minuter idag, 15 minuter inom ett par år). Sådan kollektiv egenanvändning premieras där med lägre elnätsavgift. Ett ytterligare incitament skulle kunna vara att slopa energiskatten för kollektiv egenanvändning.

Anna Werner, VD anna.werner@svensksolenergi.se Svensk Solenergi

6 (6)