konsekvenserna av tredjepartstillträde till fjärrvärmenäten rapport 2011:1

Transkript

1 konsekvenserna av tredjepartstillträde till fjärrvärmenäten rapport 2011: ,6% 5 5

2

3 KONSEKVENSER AV TREDJEPARTSTILLTRÄDE TILL FJÄRRVÄRMENÄTEN ANDERS LINDHOLM ANDERS ÅNGSTRÖM ISBN Svensk Fjärrvärme AB

4 FÖRORD Omregleringar av marknader ger både positiva och negativa effekter. Och det finns inget som talar för att det lagstadgade tredjepartstillträde till fjärrvärmenäten, som i skrivande stund är under statlig utredning fram till fram till den 30 april 2011, skulle kunna vara ett undantag från denna regel. Tvärtom visar denna konsekvensstudie att det finns anledning att förmoda att en reglering om tredjepartstillträde till fjärrvärmenäten kommer att försämra förutsättningarna för att bedriva ett effektivt och samhällsnyttigt fjärrvärmeföretagande. Särskilt noterbart är att studien indikerar att en tredjepartstillträdesreform kan komma att driva upp fjärrvärmepriserna. Studien har utförts av Anders Lindholm och Anders Ångström från Pöyry Management Consulting. Den har genomförts inom ramen för forskningsprogrammet Fjärrsyn som finansieras av Svensk Fjärrvärme och Energimyndigheten. Projektet har haft en referensgrupp som följt arbetet och lämnat synpunkter. Gruppen har bestått av Peter Dahl och Patrik Holmström från Svensk Fjärrvärme Jan Berglund Ordförande i Svensk Fjärrvärmes marknadsråd 4

5 SAMMANFATTNING Denna studie analyserar hur några olika former av tredjepartstillträde (TPA) till fjärrvärmenäten kan förväntas påverka fjärrvärmeföretagen, fjärrvärmekunderna och miljön. Allmänt indikerar studien att det blir svårt för fjärrvärmeföretagen att nå lönsamhet vid TPA, och särskilt pekar den på att: lönsamheten för befintlig produktion minskar om fjärrvärmeproduktionen och fjärrvärmenäten separeras, förutsatt att fjärrvärmenäten tar ut maximal tillåten reglerad avkastning och det totala priset hålls oförändrat. lönsamheten på nya investeringar är starkt beroende av hur effektansvaret organiseras, dvs. av vilka regler som ställs upp för den som fysiskt ska ansvara för att leverera all värme till fjärrvärmekunderna och vem som avkrävs detta ansvar. single buyer-tpa främjar nyinvesteringar, vilket ökar incitamenten för produktion med lägre koldioxidutsläpp och resulterar i att singel buyer-tpa kan förväntas vara det alternativ som främjar miljön mest. Tredjepartstillträde till fjärrvärmenätet innebär att ytterligare parter, utöver den befintliga fjärrvärmeleverantören, får tillträde till fjärrvärmenätet för att avsätta värme. De tillkommande parterna kan vara industrier som har överskott på värme, men det är också tänkbart att befintliga aktörer i sammankopplade nät konkurerar om varandras kunder liksom att nya aktörer etablerar sig. Projekt har särskilt studerat de ekonomiska konsekvenserna av tredjepartstillträde till fjärrvärmenäten. Mot bakgrund av att olika TPA modeller kan antas vara lämpliga för olika marknadsstorlekar har analysen genomförts för olika kombinationer av marknadsstorlek och TPA modell. Analysen har omfattat följande marknadsstorlekar stor marknad 5000 GWh fjärrvärme mellanstor marknad 1000 GWh fjärrvärme liten marknad 250 GWh fjärrvärme och följande TPA modeller: Fullständig TPA, dvs. en helt konkurrensutsatt marknad liknande elmarknaden i Sverige Single buyer TPA, dvs. en mer begränsad konkurrensutsättning där produktionen är konkurrensutsatt, men man har endast en köpare, en s.k. single buyer Nätverks TPA, dvs. en utveckling av dagens system med ökad möjlighet för industrier att leverera värme till fjärrvärmenäten 5

6 För att utvärdera konsekvenserna av att införa TPA i fjärrvärmenäten har ett businessas-usual (BAU) scenario definierats. BAU-scenariot presenterar den tänkta utvecklingen i fjärrvärmesektorn givet att marknaden i framtiden ser ut ungefär som idag. För att bestämma BAU scenarier för de olika marknadsstorlekarna har verkliga jämförelsebolag studerats. För att beräkna de ekonomiska utfallen har Pöyry modellerat värmeanvändningen och produktionskapaciteten på de valda marknaderna under de valda TPA modellerna. Vid fullständig TPA kommer sannolikt fjärrvärmepriset att sjunka om det uppstår en effektiv konkurrens. Men om konkurrensen medför att producenterna bjuder in värme till kortsiktiga marginalkostnader pressas priserna ned så lågt att det inte blir lönsamt att investera, vilket i förlängningen kan medföra att konkurrensen trots allt blir begränsad. Om den situationen uppstår kommer fjärrvärmepriset sannolikt inte heller att sjunka till en långsiktigt jämviktsnivå, som motsvarar de kortsiktiga marginalkostnaderna. Resultatet av modelleringarna visar att lönsamheten på befintlig produktion minskar när man separerar fjärrvärmeproduktion och fjärrvärmenäten, förutsatt att näten tar ut maximal tillåten reglerad avkastning och det totala priset förblir oförändrat. Orsaken är att en framtida reglerad avkastning för näten förväntas ligga på en högre nivå än den som hela fjärrvärmeföretaget hade innan uppdelningen. Givet att fjärrvärmeproduktionen ska upprätthålla lönsamheten efter en TPA reform uppstår en press på fjärrvärmepriset uppåt. I studien separeras produktionen och näten vid alternativen fullständig och single buyer TPA. Lönsamheten i nyinvesteringar är starkt beroende av reglerna kring effektansvar. Analysen visar att utan effektansvar är investeringar i ny biokraftvärme och spillvärme lönsamma, medan de är olönsamma med effektansvar. Lönsamheten av en kraftvärmeinvestering vid effektansvar kan förbättras om man samtidigt investerar i spetskapacitet. I studien förutsätts att producenten har fullt effektansvar för sina kunder under fullständig TPA. Utifrån dessa förutsättningar är det troligt att single buyer TPA är att föredra framför fullständig TPA, om målet är att skapa konkurrens i produktionsledet Analysen har även visat att hopkopplingar av marknader inte bedöms som lönsamma om marknaderna har en liknande produktionsmix. Om den ena marknaden har outnyttjad spillvärme, eller möjlighet att undvika en nyinvestering i produktionskapacitet kan hopkopplingar vara lönsamma. Dessa fall har dock inte studerats i projektet. I rapporten analyseras även hur ett införande av TPA kan påverka koldioxidutsläpp från fjärrvärmen. Införandet av TPA kan bidra till att minska miljöbelastningen av fjärrvärme om det leder till en ökad andel biobränsle eller spillvärme i produktionsmixen, dvs. att ny biokraftvärme och spillvärmeanläggningar minskar mängden fossila utsläpp i fjärrvärmesystemen. Miljönyttan är störst i TPA alternativ som inte avkräver ett effektansvar av producenterna, eftersom intresset för nyinvesteringar 6

7 bedöms vara störst i dessa alternativ. Av modellmarknaderna har stor marknad den största potentialen för att minska utsläppen, där minskar de fossila koldioxidutsläppen med 14 % om en ny biokraftvärmeanläggning kommer in i systemet. I och med att nyinvesteringar främjas i single buyer alternativet är det troligt att denna lösning är bäst ur miljösynpunkt. Tabell 1visar en sammanfattning av de modellerade resultaten för en stor marknad. Tabell 1 Modellerade resultat enligt TPA alternativ stor marknad Kundpris indikerar vilket pris som använts för att räkna fram lönsamheten som redovisas I tabellen. MC = marginalkostnad. Införandet av TPA kommer att medföra tillkommande kostnader, enligt en studie Pöyry genomfört på uppdrag av statliga TPA-utredningen. Tillkommande kostnader är störst för fullständig TPA och minst för nätverks TPA. Dessa tillkommande kostnader har inte beaktats i denna studie. 7

8 INNEHÅLL 1 Inledning Uppdraget Metod 11 DEL I Presentation av marknader och företag 13 2 Jämförelseföretag 14 3 Antaganden om förbrukning Total förbrukning Förbrukning per sektor Förbrukning över tid - månad Förbrukning över tid dygn 17 4 Antaganden om Produktionskapacitet Beräkning av merit order Produktionskapacitet 21 5 Varaktighetsdiagram Förbrukning Produktion 23 6 Finansiell utveckling för fjärrvärmeföretag Bakgrund Stor marknad Mellanstor marknad Liten marknad 29 7 Fjärrvärmeprissättning i BAU fallet Bakgrund - BAU Fjärrvärmen och dess alternativkostnader 31 DEL II Analysmetod 33 8 TPA alternativ Fullständig TPA Single buyer Nätverk 34 9 Grundförutsättningar för scenarioanalysen Förutsättningar för scenarierna Differentiering av de tre TPA alternativen Avkastning Beräkning av NUAK och tekniskt nuvärde Reglering av fjärrvärmenät 43 8

9 10 Effekten av prissättningsmodeller Differentiering baserad på prissättningsmodell Kostnadsbaserad prissättning Cost plus principen Alternativkostnadsprissättning Marginalkostnadsprissättning Pay-as-bid prissättning Värmemarknaden i Köpenhamn CAPM och WACC -Teori och beräkning Capital Asset Pricing Model (CAPM) Parametrar i CAPM 58 DEL III Resultat Nuläge efter TPA Bakgrund Nuläge efter TPA Ursprunglig prissättning Prissättning för att uppnå lönsam produktion Marginalkostnadsprissättning Alternativkostnadsprissättning ny produktion Presentation av scenarier Upplägg av analys Ny biokraftvärme Ny Spillvärme hopkoppling av marknader Presentation av scenario Hopkoppling av en stor och en liten marknad Hopkoppling av en mellanstor med en mellanstor marknad88 15 Miljökonsekvenser Koldioxidutsläpp Miljöeffekterna av att införa TPA Fjärrvärmeverksamhet som enskilda enheter Bakgrund - åtskillnad Produktion Distribution Försäljning Tillkommande kostnader vid TPA Pöyrys uppdrag för TPA-utredningen Tillkommande systemkostnader vid TPA Möjligheter till kostnadsminskningar vid TPA 97 9

10 18 Sammaställning av Resultat och slutsatser Lönsamheten varierar med valet av TPA modell Resultat av modelleringar Resultat i relation till TPA modeller Referenser

11 1 INLEDNING 1.1 Uppdraget I Sverige utreds för tillfället möjligheterna att införa någon form av tredjepartstillträde till fjärrvärmenäten. För närvarande arbetar även en offentlig utredning under Näringsdepartementet, den s.k. TPA-utredningen (N 2009:02). Utredningens arbete är vid publiceringen av denna rapport ännu inte avslutat. Inom ramen för forskningsprogrammet Fjärrsyn har Pöyry fått i uppdrag att utreda möjliga konsekvenser av tredjepartstillträde (TPA) till fjärrvärmenäten. Uppdraget omfattar följande områden: Ekonomiska konsekvenser för fjärrvärmeföretag Konsekvenser för fjärrvärmekunder Konsekvenser för miljön Uppdraget genomförs som ett projekt inom ramen för forskningsprogrammet Fjärrsyn. Fjärrsyn är ett tvär- och mångfackligt program för forskning och utveckling som berör fjärrvärme, fjärrkyla och kraftvärme. Fjärrsyn arbetar mot visionen av ett framtida samhälle där el, värme och kyla kan produceras och distribueras utan utsläpp av växthusgaser eller annan negativ miljöpåverkan. Programmet samfinansieras av fjärrvärmebranschen och Energimyndigheten, och drivs av Svensk Fjärrvärme. Det startade 2006 och en andra period pågår för närvarande fram till juli Metod För att bedöma konsekvenserna av TPA har tre olika marknadsstorlekar och tre olika TPA alternativ definierats. Olika marknadsstorlekar har valts eftersom TPA förväntas kunna anpassas olika väl till olika stora marknader. Följande marknadsstorlekar har studerats: Stor marknad Mellanstor marknad Liten marknad GWh fjärrvärmekonsumtion GWh fjärrvärmekonsumtion 250 GWh fjärrvärmekonsumtion Marknaderna är fiktiva och förenklade versioner av verkliga marknader. I syfte att kunna modellera användning och produktionskapacitet på marknaderna har ett antal existerande företag valts ut som jämförelsebolag för varje marknadsstorlek. Med utgångspunkt från dessa jämförelsebolag har de tre marknadernas produktionskapacitet och konsumtionsmönster tagits fram. För att analysera de ekonomiska konsekvenserna har jämförelsebolagens inrapporterade data till Energimarknadsinspektionen använts. Följande tre alternativ för TPA har studerats: Full TPA 11

12 Single buyer Nätverk I en rapport från Pöyry (2009) 1 konkluderades att forskning kring TPA på fjärrvärmemarknader är ense om att en lösning med fullständigt TPA i praktiken endast kan anpassas till stora marknader. Detta antagande antas gälla även inom detta projekt. Pöyry har bedömt att en single buyer lösning som förutsätter konkurrens inom produktionsledet sannolikt inte lämpar sig för små marknader, på grund av den relativt begränsade mängden produktionskapacitet på dessa marknader. Följande TPA alternativ undersöks för de olika marknadsstorlekarna Stor marknad Mellanstor marknad Liten marknad Full TPA, single buyer, nätverk Single buyer, nätverk Nätverk För att studera effekterna av TPA skapas ett referensfall, ett s.k. business-as-usual (BAU) scenario, för de tre marknaderna. Dessa scenarier visar en förväntad utveckling för fjärrvärmeföretag givet att dessa företag även i framtiden ser ungefär likadana ut som idag. Konsekvenserna av tredjepartstillträde undersöks med hjälp av olika scenarier. Resultat från de olika scenarierna ställs mot BAU-fallen. Rapporten är strukturerad i tre delar. Först görs en genomgång av hur marknaderna är definierade i del I), sedan görs en genomgång av grundförutsättningar för analysen i del II) och avslutningsvis presenteras analysscenarierna och resultaten i del III). 1 Rapporten gjordes för Svensk Fjärrvärmes räkning och utgör en syntes av forskning kring TPA i fjärrvärmenäten. 12

13 DEL I PRESENTATION AV MARKNADER OCH FÖRETAG Del I presenteras de marknader och företag som ligger till grund för Pöyrys analys. Följande områden ingår: Presentation av jämförelseföretag Antaganden om fjärrvärmeförbrukning, inklusive fördelning på olika sektorer Antaganden om produktionskapaciteten och merit order Varaktighetsdiagram för förbrukning och produktion Fjärrvärmeföretagens finansiella utveckling och prissättning 13

14 2 JÄMFÖRELSEFÖRETAG I syfte att skapa förutsättningar för att analysera konsekvenserna av TPA har jämförelsebolag för de tre marknadsstorlekarna valts. Dessa jämförelsebolag (och jämförelseorter) används bl.a. för att bestämma följande för de fiktiva fjärrvärmebolagen: intäkts- och kostnadsstrukturer produktionsmixar ledningsnät Nedan presenteras jämförelsebolagen och jämförelseorterna. Figur 1 Jämförelsebolag och jämförelseorter olika marknadsstorlekar Stor marknad Mellanstor marknad Liten marknad Ort Bolag Ort Bolag Ort Bolag Stockholm Fortum Värme sm Sthlm stad Borås Borås Energi och Miljö Leksand Dala Energi Värme Göteborg Göteborg Energi Eskilstuna Eskilstuna Energi och Miljö Finspång Finspångs Tekniska Verk Malmö E.ON Värme Sverige Gävle Gävle Energi Nybro Nybro Energi Luleå Luleå Energi Oxelösund Oxelö Energi Sundsvall Sundsvall Energi Sandviken Sandviken Energi Linköping Tekniska Verken i Linköping Kiruna Tekniska Verken i Kiruna Umeå Umeå Energi Tierp Tierps Fjärrvärme Ulricehamn Ulricehamns Energi Kalix Vattenfall Kalix Fjärrvärme Vetlanda Vetlanda Energi och Teknik Simrishamn Österlens Kraft Följande kriterier har använts för att välja jämförelsebolag och jämförelseorter: Geografisk spridning Fullständighet i data inrapporterad till Energimarknadsinspektionen 14

15 3 ANTAGANDEN OM FÖRBRUKNING 3.1 Total förbrukning Nedan presenteras de fiktiva volymerna för de tre analyserade fjärrvärmemarknaderna: Förbrukning på stor marknad: Förbrukning på mellanstor marknad: Förbrukning på liten marknad: GWh GWh 250 GWh 3.2 Förbrukning per sektor För varje marknad fördelas förbrukningen in i olika sektorer. För att fördela förbrukningen per sektor har medelvärden för stora, mellan, respektive små marknader använts. Medelvärdena har beräknats utifrån SCB:s statistik. Figur 2 Fjärrvärme förbrukning per sektor för olika marknadsstorlekar Källa: SCB Ovanstående diagram visar att industrin som förbrukare relativt sett står för en mindre del av förbrukningen på en stor jämfört en liten fjärrvärmemarknad. I det fortsatta arbetet används ovanstående fördelningar per sektor att få fram förbrukningsmönster för respektive marknad. 15

16 3.3 Förbrukning över tid - månad Graferna nedan visar hur förbrukningen av fjärrvärme på månadsbasis fördelas över året för olika sektorer. En uppdelning i a) industriell förbrukning och b) förbrukning av hushåll, offentlig sektor och tjänstesektorn har gjorts. Grundantagandet är att industrin förbrukar fjärrvärme delvis till uppvärmning och delvis som processvärme. De övriga förbrukarna använder fjärrvärme till uppvärmning. Resultatet är att industrin har en jämnare efterfrågan över året, medan de övrigas efterfrågan varierar med utgångspunkt från deras behov av uppvärmning. Figur 3 Månatlig förbrukning industri Källa: Pöyrys uppskattning 16

17 Figur 4 Månatlig förbrukning hushåll, offentliga sektorn och tjänster Källa: Gävle Energi (konsumtionen följer här fjärrvärmeefterfrågan i Gävle) I och med att industrivolymen är relativt liten (runt 10 % av konsumtionen), blir den totala efterfrågan av fjärrvärme relativt lik den månatliga förbrukningen hos hushåll, offentliga sektorn och tjänstesektorn. 3.4 Förbrukning över tid dygn Vid modelleringen har gjorts antagandet att förbrukningsmönstret för fjärrvärme över dygnet, relativt sett, är likadant varje dag under året. Detta innebär att den enda differentieringen i fjärrvärmeförbrukning sker på månadsnivå, och att varje dag inom en månad sålunda har ett identiskt förbrukningsmönster. Detta är en förenkling av verkligheten då arbetsdagar och helgdagar i verkligheten har olika förbrukningsmönster. Denna förenkling förväntas inte signifikant påverka slutresultatet. 17

18 Figur 5 Förbrukning över dygnet industri Industrins värmeförbrukning är lägre på natten än dagen. Detta beror dels på att ventilation stängs av under natten, dels på att vissa industriella processer stängs av under natten. Figur 6 Förbrukning över dygnet hushåll Källa: Svensk Fjärrvärme, värderingsmodell LAVA 2. 18

19 Hushållens förbrukning följer utomhustemperaturen, vilken vanligtvis är lägre på natten. Sommartid förväntas förbrukningsmönstret ha en mer utjämnad profil (lägre topp på morgonen). Ingen säsongsjustering för dygnsförbrukningen har dock gjorts. Effekten av denna förenkling antas vara relativt begränsad. Figur 7 Förbrukning över dygnet offentliga sektorn och tjänster För att uppskatta förbrukningsmönstret i tjänstesektorn har man utgått från hushållens förbrukning, men topparna har delvis jämnats ut. I offentliga sektorn och i tjänstesektorn används fjärrvärmen främst till uppvärmning av lokaler. Uppvärmningsbehovet är relativt konstant över dygnet. Avvikelserna i förbrukning förklaras av ventilationen, vilken drar igång på morgonen och stängs av på kvällen. Ovanstående diagram tydliggör att hushållens fjärrvärmeförbrukning varierar mest under dygnet, medan industrins och övriga sektorers förbrukning varierar mindre. 19

20 4 ANTAGANDEN OM PRODUKTIONS- KAPACITET Produktionsanläggningarna för de tre marknaderna har tagits fram efter en analys av jämförelsebolagens produktionsanläggningar. Vidare har en rimlighetskontroll gjorts med utgångspunkt från Pöyrys erfarenhet av teknisk planering av fjärrvärmesystem. Resultaten är i viss mån förenklade för att möjliggöra kvantitativ analys. Ett sådant exempel är den s.k. merit order som antas vara konstant under hela analysperioden. 4.1 Beräkning av merit order Merit order definierar i vilken ordning produktionsanläggningarna tas i bruk för att täcka en given värmeefterfrågan. Merit order bestäms efter de rörliga produktionskostnaderna för respektive produktionsanläggning. För produktion som har rörliga intäkter utöver värmeförsäljning läggs dessa intäkter till när produktionskostnaden för värme beräknas. Exempel på sådana anläggningar är avfalls- och kraftvärmeverk. Då avfallskraftvärmeverk har en mycket låg rörlig produktionskostnad samt erhåller en mottagningsavgift för sitt bränsle (avfallet), kommer avfallskraftvärmeverket att ligga först i merit order. Denna position förstärks av att avfallskraftvärmeverken utför ytterligare en samhällsfunktion, dvs. avfallshantering. Spillvärme är värme som annars skulle gå förlorad och har därmed en rörlig produktionskostnad nära noll. Spillvärme antas därför komma in som nummer två i merit order. För att bestämma merit order för resterande värme- och kraftvärmeverk, hänvisas till nedanstående tabeller där den rörliga produktionskostnaden (OPEX) definierar merit order för varje marknadsstorlek. OPEX har beräknats enligt uppställningarna i Figur 8 nedan. Figur 8 OPEX uppställning Värmeproduktion + Drift- och underhållskostnad + Bränslekostnad = Värmeproduktionskostnad Kraftvärmeproduktion + Drift- och underhållskostnad + Bränslekostnad - Värde av elproduktion - Värde av gröna certifikat (endast för bio) + kostnad för CO2 (endast för naturgas) = Värmeproduktionskostnad För kraftvärmeproduktion avser bränsle-, och drift- & underhållskostnaden den gemensamma kostnaden för el- och värmeproduktion. 20

21 Inom ramen för detta uppdrag antas att merit order är konstant under hela analysperioden. 4.2 Produktionskapacitet I följande tabeller presenteras produktionskapaciteterna så som de definierats för de olika marknaderna. Tabell 2 Produktionskapacitet på en stor marknad Produktionsslag Kapacitet (MW värme) Kapacitet (MW el) CAPEX (Mkr/MW v) OPEX exkl. bränsle (Kr/MWh v) Bränsleeffektivitet Avfall (kraftvärme) % 1 Spillvärme Bio (kraftvärme) % 3 Värmepump COP 3 4 Naturgas % 5 (kraftvärme) Bio (värme) % 6 Olja (värme) 550 1,2 8 85% 7 TOTALT Merit order I tabellen anges rörlig produktionskostnad (OPEX) uppskattad för COP = coefficient of production. Källa: Pöyry Kapitalkostnaderna (CAPEX) har uppskattats dels genom en analys av offentligt kommunicerade investeringskostnader, dels med utgångspunkt från Pöyrys erfarenhet av investeringar i fjärrvärmebranschen. I de rörliga produktionskostnaderna (OPEX) ingår både helt rörliga produktionskostnader och fasta delar. De fasta delarna består av underhålls- och personalkostnader. Bränslekostnaderna är rörliga produktionskostnader som beror av hur mycket anläggningen används och producerar. Bränslekostnaden tas fram ur bränslepriset genom att beakta verkets bränsleeffektivitet. Vid beräkningen av OPEX för kraftvärmeverken har även förväntat elpris tagits i beaktande. Vad gäller kraftvärmen är det värt att påpeka att när det vid kall väderlek behövs mycket värmeproduktion tenderar även elpriset att vara högre än normalt. Mot denna bakgrund kan kraftvärmeverkens position i merit order variera över ti. Denna säsongsvariation har inte beaktats, utan ett årligt medelpris på intäkterna från elproduktion har antagits. Det kan vidare påpekas att biovärme och naturgaskraftvärme har väldigt likartade OPEX. I och med elprisets volatilitet har vi valt att placera naturgaskraftvärme före biovärme i merit order. Naturgas kraftvärmeverk har en betydande roll i elförsörjningen, särskilt då det råder ett högt pris på el. I och med att värmeefterfrågan och höga elpriser ofta går hand i hand, antas det att naturgaskraftvärmeverk oftare 21

22 kommer att ligga före biovärme i merit order. Detta är en förenklig som innebär att driftstimmarna för naturgaskraftvärmeverk sannolikt överskattas, medan biovärmens driftstimmar underskattas. Denna förenkling antas inte ha en signifikant effekt på slutresultatet. I modellen placeras avfallsdrivna kraftvärmeverk och spillvärme alltid först i merit order. Denna ordning återspeglas i driften av verkliga fjärrvärmesystem. I Tabell 3 visas produktionskapaciteten på mellanstor marknad. OPEX definieras på motsvarande sätt som angivits ovan. Tabell 3 Produktionskapacitet på en mellanstor marknad Produktionsslag Kapacitet (MW värme) Kapacitet (MW el) CAPEX (Mkr / MW v) OPEX exkl. bränsle (Kr / MWh v) Avfall (kraftvärme) % 1 Spillvärme Bio (kraftvärme) % 3 Värmepump COP 3 4 Bio (värme) % 5 Olja (värme) 100 1,2 8 85% 6 TOTALT Merit order I tabellen anges rörlig produktionskostnad (OPEX) som uppskattad för COP = coefficient of production. Källa: Pöyry I nedanstående Tabell 4visas produktionskapaciteten på liten marknad. OPEX definieras på motsvarande sätt som ovan. Tabell 4 Produktionskapacitet på en liten marknad Produktionsslag Kapacitet (MW värme) Kapacitet (MW el) CAPEX (Mkr / MW v) OPEX exkl. bränsle (Kr / MWh v) Bränsleeffektivitet Bränsleeffektivitet Bio (kraftvärme) % 1 Bio (värme) % 2 Olja (värme) 50 1,2 8 85% 3 TOTALT Merit order I tabellen anges rörlig produktionskostnad (OPEX) som uppskattad för Källa: Pöyry 22

23 5 VARAKTIGHETSDIAGRAM 5.1 Förbrukning I nedanstående figur presenteras varaktighetsdiagram för fjärrvärmeförbrukningen på de tre fjärrvärmemarknaderna. Diagrammen är framtagna utifrån antagandena i kapitel 3. Figur 9 Varaktighetsdiagram (förbrukning) per marknadsstorlek Varaktighetsdiagram för total förbrukning, inklusive distributionsförluster. Källa: Pöyry 5.2 Produktion Nedanstående varaktighetsdiagram visar fjärrvärmeproduktionen på de tre storlekarna av fjärrvärmemarknader som studeras. Produktion för att täcka distributionsförluster är inkluderade. Förlusterna på de olika marknaderna har uppskattats 2 till: 2 Antagandena om förluster på fjärrvärmemarknaderna är generella siffror för normala förluster i fjärrvärmenät. Källa: Pöyry 23

24 Stor marknad: 6 % Mellanstor marknad: 8 % Liten marknad: 10 % Figur 10 Varaktighetsdiagram (produktion) för stor marknad Driftstimmarna avspeglar merit order för olika produktionsslag. Figur 11 Varaktighetsdiagram (produktion) för mellanstor marknad Driftstimmarna avspeglar merit order för olika produktionsslag. 24

25 Figur 12 Varaktighetsdiagram (produktion) för liten marknad Driftstimmarna avspeglar merit order för olika produktionsslag. I tabellerna ovan framgår inte produktionsstopp för årligt underhåll och andra driftstekniska produktionsstopp. Dessa stopp är dock inkluderade i modellen. Underhållsstopp för avfallsförbränning antas vara tre veckor per år, och för biokraftvärme antas de vara två veckor per år. 25

26 6 FINANSIELL UTVECKLING FÖR FJÄRRVÄRMEFÖRETAG 6.1 Bakgrund I detta avsnitt presenteras en prognos över de hur olika fiktiva fjärrvärmebolagens resultaträkningar kan förväntas se ut i framtiden under ett BAU scenario. Modellen sträcker sig fram till 2030, av platsskäl visas endast utvecklingen fram till 2015 i nedanstående figurer. Prognosen beaktar förändringar i produktionskostnader baserat på Pöyrys egna bränsle- och elprisprognoser. Resultaträkningar för fjärrvärmebolagen presenteras för åren Utgångsvärdena för åren 2007 och 2008 har hämtats från data inrapporterad till Energimarknadsinspektionen och avser medeltalet för relevanta jämförelsebolag. Nivån på rörelseresultatet varierar för de olika fjärrvärmebolagen. EBIT (Earnings Before Interest and Tax) avser intäkter innan skatter och finansieringskostnader. Baserat på data från 2007 och 2008 har de stora bolagen relativt sett högre rörelseresultat än de små och medelstora bolagen. Det kan finnas ett flertal förklaringen till de större bolagens högre rörelsemarginal (EBIT-%). Sådana förklaringar kan exempelvis vara: Skalfördelar Olikheter i produktionen av fjärrvärme såsom en högre andel kraftvärme och spillvärme. Detta kan leda till mycket varierande finansieringsbehov, vilket i sin tur leder till olika nivåer på finansieringskostnader (CAPEX) Olikheter vad gäller ägarnas inställning till hur verksamheten ska bedrivas avkastningskrav, samt uppfattad risknivå I tabellen nedan presenteras nettoomsättning, rörelsemarginal mätt i EBIT-% och medeltariff för respektive storlekar på de studerade fjärrvärmemarknaderna. Med EBIT-% avses EBIT som procent av omsättningen. Tabell 5 Rörelsemarginal (EBIT-%) för 2007 och 2008 för fjärrvärmeföretag av olika storlek Nettoomsättning (kr) EBIT - % Medeltariff Stor marknad ,2% 588 kr / MWh Mellanstor marknad ,2% 551 kr / MWh Liten marknad ,5% 580 kr / MWh Källa: Nils Holgersson rapporten

27 Av Tabell 5 framgår att stora bolagen har högre rörelsemarginal än bolagen på små och medelstora marknader. I BAU-fallet antas dessa EBIT-% nivåer öka något i framtiden, som en följd av att fjärrvärmepriserna höjs för att motsvara kostnadsökningarna för alternativa uppvärmningsformer. 6.2 Stor marknad Tabellen nedan visar rörelseresultat för fjärrvärmebolag på den stora marknaden åren 2007 till Åren 2007 och 2008 är uppskattade utifrån jämförelseföretagens historiska siffror, medan övriga år är prognoser utifrån dessa år. Tabell 6 Rörelseresultat fjärrvärmebolag på stor marknad Intäkter för kraftvärme (KV) försäljning och kostnad för råvaror och förnödenheter är modellerade resultat. Övriga poster är inflationsanpassade med utgångspunkt från 2008 års siffror för jämförelsebolagen. Rörelseresultatet för fjärrvärmebolag på stor marknad är framtagen utifrån följande antaganden: Inflation: 2 %. 27

28 Från och med 2009 modelleras kostnader för bränsle (råvaror och förnödenheter) baserat på vilket bränsle som använts i produktionsanläggningarna samt baserat på Pöyrys prisprognoser. På lång sikt når dessa företag en rörelsemarginal kring 20 % (EBIT-%). 6.3 Mellanstor marknad Tabellen nedan visar rörelseresultat för fjärrvärmebolag på den mellanstora marknaden åren 2007 till 2015 Tabell 7 Rörelseresultat fjärrvärmebolag på mellanstor marknad Intäkter för kraftvärme (KV) försäljning och kostnad för råvaror och förnödenheter är modellerade resultat. Övriga poster är inflationsanpassade med utgångspunkt från 2008 års siffror för jämförelsebolagen. Rörelseresultatet för fjärrvärmebolag på mellanstor marknad är framtagen utifrån följande antaganden: Inflation: 2 %. Från och med 2009 modelleras kostnader för bränsle (råvaror och förnödenheter) baserat på vilket bränsle som använts i produktionsanläggningarna samt baserat på Pöyrys prisprognoser. 28

29 Långsiktigt når man en rörelsemarginal kring 20 % (EBIT-%). 6.4 Liten marknad För en liten marknad krävs en mycket kraftig höjning av fjärrvärmepriset för att upprätthålla en hög EBIT-%. Istället för att tvinga fram en hög EBIT-% har Pöyry här valt att använda en ca 1 % årlig reell ökning av fjärrvärmepriset, vilket motsvarar ökningen på en stor marknad. I och med detta antagande sjunker EBIT-% för den lilla marknaden genom att bränsleprisökningen är högre än intäktsökningen. Tabell 8 Rörelseresultat fjärrvärmebolag på liten marknad Intäkter för kraftvärme (KV) försäljning och kostnad för råvaror och förnödenheter är modellerade resultat. Övriga poster är inflationsanpassade med utgångspunkt från 2008 års siffror för jämförelsebolagen. Rörelseresultatet för fjärrvärmebolag på liten marknad är framtagen utifrån följande antaganden: Inflation: 2 %. Från och med 2009 modelleras kostnader för bränsle (råvaror och förnödenheter) baserat på vilket bränsle som använts i produktionsanläggningarna samt baserat på Pöyrys prisprognoser. 29

30 Långsiktigt sjunker EBIT-%. För att upprätthålla en stabil EBIT-% skulle det krävas en större ökning av fjärrvärmepriset. 30

31 7 FJÄRRVÄRMEPRISSÄTTNING I BAU FALLET 7.1 Bakgrund - BAU I detta kapitel presenteras den s.k. BAU prissättningen av fjärrvärme. BAUprissättningen kommer att användas i den vidare analysen som presenteras i senare delar av rapporten såsom i Del III där resultaten presenteras. BAU-prisnivån är den prisnivå som antas motsvara prisutvecklingen för fjärrvärme givet att marknaden fortsatt utvecklas som idag och där TPA inte införs. Härmed avses att prissättningen sker under förutsättning att verksamheten kan drivas som i nuläget och väsentliga förutsättning förblir oförändrade, dvs. business-as-usual. Fjärrvärmepriset är beräknad utifrån företagens medelintäkt delat med energivolymen fjärrvärmeförsäljning. 7.2 Fjärrvärmen och dess alternativkostnader I Figur 13 presenteras den antagna framtida utvecklingen av fjärrvärmepriserna ställda mot alternativkostnaden. Figur 13 Fjärrvärmens pris I BAU fallet (realt pris i 2010 kronor) Den gula linjen visar alternativkostnaden uppskattad för ett Nils Holgersson hus. Alternativkostnaden är framtagen baserad på antaganden gjorda av Energimarknadsinspektionen. Det historiska priset är ett volymvägt svenskt medelpris som är uppräknat till 2010 års penningvärde med 2 % inflation (källa: Svensk Fjärrvärme). På lång sikt ser man att det reala fjärrvärmepriset i BAU fallet ökar i samma takt som alternativkostnaden ökar, se kapitel 10.3 för en beskrivning av hur alternativkostnaden beräknats. Det framtida fjärrvärmepriset i BAU fallet stiger långsammare än vad priset har stigit under de senaste tio åren. Det historiska priset visas här i

32 års pengavärde. Detta innebär att de historiska priserna är uppräknade med 2 % inflation per år. I nominella termer (2000 års penningvärde) var fjärrvärmepriset cirka 393 kr/mwh exklusive moms. Hacket under år 2021 och 2022 i den gula linjen som illustrerar alternativkostnadens utveckling i Figur 13 beror av att elpriset förväntas sjunka mot bakgrund av att priset på gröna certifikat sjunker. Prisnedgången är ett resultat av en stor mängd ny förnyelsebar produktion förväntas komma in i systemet Elcertifikatsystemet som sådant varar dock ytterligare 15 år, dvs. till och med

33 DEL II ANALYSMETOD Del II presenterar de grundförutsättningar och de antaganden i övrigt som ligger till grund för Pöyrys kvantitativa analys av de här aktuella TPA alternativen. Följande områden ingår: Beskrivning av de aktuella TPA alternativen Differentiering av dessa TPA alternativ Avkastningskrav Beräkning av kapitalbas för att bestämma lönsamhet Reglering av nätet Prissättningsmodeller, inklusive hur de överensstämmer med de aktuella TPA alternativen 33

34 8 TPA ALTERNATIV Tredjepartstillträde till ett fjärrvärmesystem kan organiseras på ett flertal olika sätt. Konsekvenserna för fjärrvärmesystemet varierar beroende på vilket TPA alternativ som väljs. I denna studie har följande TPA alternativ analyserats: Fullständig TPA Single buyer Nätverk 8.1 Fullständig TPA Med fullständig TPA avses en producent- och konsumentmarknad. På denna marknad tillåts dels konsumenterna att fritt välja producent, dels producenterna att fritt leverera värme till alla kunder. Med denna uppbyggnad kräver systemet att det finns en systemoperatör som ser till att det ges tillträde till fjärrvärmenätet på ett icke diskriminerande sätt. Enligt denna modell kan kunden få två motparter eftersom nät och försäljning är separerade och kan ha olika ägare. Förebilden för detta system är elmarknaden. Modellen kräver att produktion och försäljning separeras från nät och systemansvar. 8.2 Single buyer En single buyer modell skapar en producentmarknad. På en sådan marknad kommer därmed kundernas valfrihet att vara begränsad. En marknadsoperatör utnämns som ansvarig för hur produktionen av värme ska ske. Denna marknadsoperatör kommer sannolikt att utgöras av systemoperatören. Inom ramen för denna modell är det systemoperatörens roll att optimera värmeproduktionen, d.v.s. köpa in den kapacitet som behövs till lägsta kostnad. Detta innebär att den produktion som är mest konkurrenskraftig vad gäller priset och andra faktorer, så som tillgänglighet, kommer att köpas in. För att garantera icke diskriminerande tillträde måste sannolikt en oberoende instans övervaka marknaden. Samtidigt måste prissättningen av distributionen vara transparant. Modellen kräver att Produktion separeras från övrig fjärrvärmeverksamhet. 8.3 Nätverk Enligt nätverksmodellen kommer de enskilda fjärrvärmeföretagen att fortsatt ha kontroll över sin produktion och sitt fjärrvärmenät. Industrikunder ges dock rätt att leverera värme till fjärrvärmenätet. Den avgörande skillnaden mellan denna modell och Single buyer modellen är dock det sätt på vilket energiproduktionen konkurrensutsätts. Inom ramen för detta system kan såväl stora som små spillvärmekällor tas tillvara. För att systemet ska fungera måste det finnas en fungerande köp- och säljfunktion med transparanta villkor. En förutsättning för att en aktör ska ha möjlighet att leverera 34

35 värme till nätet är att vissa tekniska villkor uppfylls. De tekniska villkoren ska fastställas av den Systemansvarige. Det aktuella fjärrvärmesystemet måste sannolikt styras av en oberoende instans. Modellen kräver ingen separation av fjärrvärmeverksamheten. 35

36 9 GRUNDFÖRUTSÄTTNINGAR FÖR SCENARIOANALYSEN 9.1 Förutsättningar för scenarierna För att kunna utföra en kvantitativ analys av konsekvenserna måste en rad antaganden göras. Dessa antaganden utgör därmed en del av de grundförutsättningar på vilken analysen bygger. Figur 14 visar hur enskilda frågeställningar eller scenarier hänger ihop med respektive TPA alternativ. Figuren definierar hur de tre analyserade TPA alternativen differentierats vad gäller de viktigaste karakteristika för de olika alternativen. Den visar även vilka antaganden som gjorts rörande följande frågeställningar vad gäller produktionen (P) och fjärrvärmenätet (N) för respektive TPA alternativ: Prissättning Effektansvar Avkastningsbas för befintlig aktör Avkastningsbas för ny aktör Effektansvar Med effektansvar kan man syfta på följande: Ansvar för spetskapacitet (finansiellt eller fysiskt) Ansvar för reservkapacitet (finansiellt eller fysiskt) Med ett fysiskt ansvar menar vi att en aktör måste ha tillgång till tillräcklig kapacitet för att möta sina kunders efterfrågan, dvs. det måste vara balans mellan försäljning och produktion. Detta kan ske antingen genom egna anläggningar eller genom avtal med andra aktörer. Detta villkor måste dock vara uppfyllt för att en aktör ska få tillgång till marknaden. Med ett finansiellt ansvar menar vi att en systemansvarig har det fysiska ansvaret för att balans upprätthålls i systemet i varje läge. Marknadsaktörerna måste dock bära de finansiella kostnaderna för att balansen upprätthålls. Inom ramen för detta uppdrag har vi antagit att all befintlig effektkapacitet, spets och reserver, ingår i befintlig aktörs produktionskostnader. Nya aktörer med effektansvar tvingas inte ha reservkapacitet i modellen. Här avses ett effektansvar mot färrvärmenätet/systemet, inte mot enskilda kunder. Det fysiska spetskapacitetsansvaret motsvarar hur denna fråga hanterades på elmarknaden innan denna marknad öppnades. Efter marknadsöppningen övergick man till ett finansiellt ansvar. 36

37 Avkastningsbasen Avkastningsbasen är av intresse då de ekonomiska resultaten för olika scenarior jämförs sinsemellan. För äldre anläggningar kan sägas att ifall NUAK används som avkastningsbas istället för tekniskt nuvärde så ser avkastningen mätt som kassaflöde per avkastningsbas lägre ut. För mer information om hur NUAK och tekniskt nuvärde framtas, se kapitel Differentiering av de tre TPA alternativen I Figur 14 illustrerar hur de tre studerade TPA alternativen skiljer sig från varandra vad gäller prissättning, effektansvar samt avkastningsbas för befintliga och nya aktörer. Syftet är att tydliggöra uppbyggnaden av och skiljelinjerna mellan de tre alternativ som studeras inom ramen för denna rapport. 37

38 Figur 14 Frågeställningar och utvecklingar per TPA alternativ Prissättning Effektansvar Avkastningsbas, befintlig aktör Avkastningsbas, ny aktör Full TPA Marginal Alternativ Cost plus P Produktion NUAK Tekniskt nuvärde N P NUAK Tekniskt nuvärde P Reglerad Cost plus N Nät Bokvärde Bokvärde Prissättning Effektansvar Avkastningsbas, befintlig aktör Avkastningsbas, ny aktör Single Buyer Marginal Alternativ Cost plus Reglerad Cost plus P N Produktion Nät NUAK Tekniskt nuvärde Bokvärde N P NUAK Tekniskt nuvärde Bokvärde P Prissättning Effektansvar Avkastningsbas, befintlig aktör Avkastningsbas, ny aktör Marginal Produktion NUAK N NUAK Nätverk Alternativ Cost plus P N Tekniskt nuvärde P Tekniskt nuvärde P Reglerad Cost plus Nät Bokvärde Bokvärde P = produktion, N = fjärrvärmenät Full TPA Prissättning produktion: På en konkurrensutsatt marknad enligt denna modell prissätts fjärrvärme till den kortsiktiga marginalkostnaden för producenterna. Prissättning nät: Nätet antas vara ett reglerat monopol. Här antas tariffen för överföring och distribution bestämmas indirekt genom att nätägaren åsätts ett avkastningstak. Energimarknadsinspektionen (EI) utgör regelringsmyndighet 38

39 och förväntas hantera regleringen på samma sätt som regleringen av el- och gasnäten. Effektansvar: Leverantörer måste fysiskt täcka sina kunders behov. Om en producent inte klarar att uppfylla detta krav måste denne köpa denna tjänst från en annan aktör. Avkastningsbas för befintlig aktör: För att beräkna lönsamheten i verksamheten ställs det fria kassaflöde som fjärrvärmeföretagen förväntas generera mot en avkastningsbas. I alternativet med full TPA förväntas avkastningsbasen för produktionen vara tekniskt nuvärde, och för nätet antas det vara NUAK. Avkastningsbas för ny aktör: Då en anläggning är ny sammanfaller investeringskostnaden med det tekniska nuvärdet och NUAK. Här antas att nya aktörer ställer avkastningskrav mot investeringskostnaden. Single Buyer Prissättning produktion; Prissättningen på single buyer marknaden kommer att variera beroende på vilken grad av konkurrens som uppstår. Om konkurrensen är god kommer priset att gå mot kortsiktigt marginalkostnad. I det fall det inte uppstår effektiv konkurrens påverkas även prissättningsmekanismen. Fjärrvärmen förväntas då prissättas så att produktionen ger avkastning enligt den viktade genomsnittliga kapitalkostnaden. 3 Prissättning nät: Nätet antas vara ett reglerat monopol. Här antas tariffen för överföring och distribution bestämmas indirekt genom att nätägaren åsätts ett avkastningstak. Energimarknadsinspektionen (EI) utgör regelringsmyndighet och förväntas hantera regleringen på samma sätt som regleringen av el- och gasnäten. Effektansvar: Leverantörer behöver inte täcka sina kunders behov. En systemoperatör tar istället ansvaret för detta. Systemoperatören kan ha egen produktion eller avtala med andra producenter för att säkerställa att spetslasten täcks. Avkastningsbas för befintlig aktör: För att beräkna lönsamheten i verksamheten ställs det fria kassaflöde som fjärrvärmeföretagen förväntas generera mot en avkastningsbas. I alternativet med single buyer förväntas avkastningsbasen för produktionen vara tekniskt nuvärde, och för nätet antas det vara NUAK. Avkastningsbas för ny aktör: Då en anläggning är ny sammanfaller investeringskostnaden med det tekniska nuvärdet och NUAK. Här antas att nya aktörer ställer avkastningskrav mot investeringskostnaden. 3 WACC: weighted average cost of capital 39

40 Nätverk Prissättning produktion: Fjärrvärme prissätts som idag, dvs. antingen mot de alternativa uppvärmningsformerna eller som cost plus, dvs. faktiska kostnader inklusive en viss vinst. Prissättning nät: Nätet antas vara en del av fjärrvärmebolaget. Prissättningen sker således inte separat för nätet. Fjärrvärmepriset delas därmed inte upp i förbrukning (produktionen av värme) och distribution (nätet). Effektansvar: Leverantörer måste täcka sina kunders fysiska behov. Om en producent inte klarar att uppfylla detta krav måste denne köpa in denna tjänst från en annan aktör. Avkastningsbas för befintlig aktör I detta alternativ sker inte en uppdelning av produktion och nät. Avkastningen mäts därför mot det tekniska nuvärdet av de sammanslagna tillgångarna. Avkastningsbas för ny aktör: Då en anläggning är ny sammanfaller investeringskostnaden med det tekniska nuvärdet och NUAK. Här antas att nya aktörer ställer avkastningskrav mot investeringskostnaden. Bokförda värden används inte som kapitalbas i något av TPA alternativen. Den bakomliggande orsaken är att det tekniska nuvärdet bättre stämmer överens med det korrekta värdet av en anläggning. Det bokförda värdet avser en historisk investeringskostnad som redan är avskriven, och avspeglar ofta inte det verkliga värdet. Ett bokfört värde ökas inte med inflationen, och motsvarar således oftast inte de reella värdena. 9.3 Avkastning När fjärrvärmeaffären delas upp i produktion och nät kommer ägarna att kräva avkastning på båda affärerna som motsvarar den risk man tar. Det kommer inte att vara möjligt att korssubventionera mellan olika delar av värdekedjan. Schematiskt visas detta i Figur

41 Figur 15 Avkastning innan och efter TPA (schematisk bild) Situation innan TPA Full TPA och Single Buyer NÄT PRODUKTION X % X % X % X Mkr Tekniskt nuvärde Avkastning X Mkr NUAK, nät Avkastning, nät X Mkr Tekniskt nuvärde, produktion Avkastning, produktion Avkastningen bestäms av ägarpolitik Avkastningen bestäms av reglermyndigheten. Troligtvis används NUAK som kapitalbas att räkna avkastning på Avkastningen bestäms av kommersiell strategi (utbud och efterfrågan) Avkastningen ställs i förhållande till WACC. Fjärrvärme prissätts för att uppfylla WACC. Det antas att reglermyndigheten räknar avkastning på NUAK för nät. För produktionen antas att aktörer räknar avkastning mot tekniskt nuvärde. I BAU-fallet antas avkastningen i produktionen och nätet vara densamma mätt mot tekniskt nuvärde. Här antar vi att en traditionell fjärrvärmeaktör inte delar upp sin verksamhet i nät och produktion, utan betraktar affären som en helhet med ett gemensamt avkastningskrav för affären som helhet. I det fall TPA införs och fjärrvärmen därmed konkurrensutsätts kommer fjärrvärmen att prissättas på ett sådant sätt att ägarens avkastningskrav uppfylls. Om alternativkostnaden är billigare än denna prisnivå är det risk för att avkastning enligt WACC inte kan uppnås. Sådana alternativkostnader kan utgöras av kostnaden för uppvärmning med pellets eller bergvärme. Den förväntade avkastningen är viktig för en analys av konsekvenserna av TPA och för att besvara frågan om det är sannolikt att nya aktörer kommer in på marknaden eller ej. Om en investerare inte har orsak att förvänta sig en avkastning som täcker den upplevda risken, är det osannolikt att investeringen genomförs. 9.4 Beräkning av NUAK och tekniskt nuvärde För att beräkna tekniskt nuvärde utgår man från nuanskaffningsvärdet, NUAK. Det tekniska nuvärdet erhålls genom att justera ned NUAK i enlighet med anlägg- 41

42 ningarnas tekniska ålder. Nedjusteringen har i vår modell gjorts linjärt. NUAK har beräknats baserat på en uppskattning av investeringskostnaderna för nät och produktionsanläggningar. För att beräkna NUAK för produktionsanläggningarna har investeringskostnaderna som presenterades i Tabell 2 till Tabell 4 använts. För att uppskatta NUAK för distributionsnätet har generella antaganden om investeringskostnad per längdenhet använts. Investeringskostnaden per längdenhet har uppskattats till 6,0 Mkr/km, 4,5 Mkr/km och 2,6 Mkr/km för stor, mellanstor, respektive liten marknad. Tabell 9visar respektive genomsnittlig ålder för produktionsanläggningarna och nät i de olika fjärrvärmebolagen. Tabell 9 Genomsnittlig ålder, NUAK och tekniskt nuvärde Genomsnittlig ålder för nät baserat på inrapporterad data till EI. Genomsnittlig ålder på produktion är ett generaliserat antagande. Det antas att anläggningarna reinvesteras så att den genomsnittliga åldern hålls konstant på denna nivå (om inte annat anges). Den erhållna avkastningen jämförs mot tekniska nuvärdet eller motsvarande för att bestämma avkastningen på en investering i fjärrvärme. För en ny aktör är det tekniska nuvärdet lika med investeringskostnaden. Figur 16 visar schematiskt hur NUAK och det tekniska nuvärdet förhåller sig till varandra över tid. 42

43 Figur 16 Tekniska nuvärdet Mkr Anläggningen antas investeras så att den kontinuerligt är 15 år gammal NUAK Tekniskt nuvärde Tekniska nuvärdet är konstant cirka 60% av NUAK År 0 År Reglering av fjärrvärmenät I de fall där fjärrvärmeproduktion och fjärrvärmedistribution separeras antar vi att samma reglermodell kommer att användas för fjärrvärmenät som för elnät. Energimarknadsinspektionen hanterar därmed tillsynen av villkoren för distributionen av el respektive naturgas, och förväntas därmed även hantera regleringen av fjärrvärmenäten. Figur 17 visar hur intäktsramen för eldistributionen ska beräknas med den ex ante reglering som träder i kraft

44 Figur 17 Ex ante reglering av elnät Påverkbara kostnader Ej påverkbara kostnader Kapitalbas Effektiviseringskrav Avskrivningar Avkastning (WACC) Kvalitetsjustering Löpande kostnader Kapitalkostnader Justering för tidigare perioders över- /underdebitering Källa: Energimarknadsinspektionen Intäktsram I detta uppdrag antas att reglering av fjärrvärmenäten kommer att ske på motsvarande sätt som för el- och naturgasnäten. För elnät har avkastningen reglerats till 6,8 % (realt innan skatt), mätt mot NUAK för 2007 och 7,1 % för För naturgasnät har avkastningen reglerats till högst 8,5 %. I syfte att göra en uppskattning av en reglerad avkastningsnivå för fjärrvärmenäten har vi valt en WACC som liggen mellan den för el- och naturgasnäten. Vidare har vi antagit att avkastningen för fjärrvärmenät beräknas mot NUAK och inte mot tekniskt nuvärde. För fjärrvärmenäten har en reglerad avkastning om 7,5 % (realt före skatt) på NUAK valts. En avkastning på 7,5 % realt före skatt motsvarar ca 7,0 % nominellt efter skatt. Vi har inte genomfört någon normativ analys av hur stor den reglerade avkastningsnivån bör få vara. Den valda avkastningsnivån på 7,5 % (realt före skatt) är således enbart baserad på att den ska placeras mellan elnät och naturgasnät. 44

45 10 EFFEKTEN AV PRISSÄTTNINGSMODELLER 10.1 Differentiering baserad på prissättningsmodell En viktig aspekt av marknadens funktion när olika TPA modeller införs är valet av prissättningsmodell. I det föregående avsnittet om grundförutsättningarna för scenarioanalysen infördes antaganden om prissättningsprinciperna i de studerade TPA alternativen. I detta avsnitt beskrivs de tre aktuella principerna närmare; cost plus metoden, alternativkostnadsprissättning och marginalkostnadsprissättning 10.2 Kostnadsbaserad prissättning cost plus principen En stor del av den befintliga fjärrvärmen har utvecklats av kommuner eller kommunala energibolag. Prissättning enligt cost plus principen har varit populär bland dessa aktörer. För att uppnå en högre avkastning har kommunala energibolag gradvis påbörjat övergången till andra prissättningsmodeller, om även många fortsättningsvis använder cost plus principen. Cost plus principen är dock inte entydig. Genom att beakta olika kapitalbaser, såsom marknadsvärde, NUAK, tekniskt nuvärde, bokfört värde, och olika avkastningskrav kan olika prisnivåer på fjärrvärme härledas. I vissa fall inkluderas inte heller avkastning i cost plus modellen. I cost plus modellen förs alla fasta och rörliga kostnader vidare till fjärrvärmekunden. Denna prissättningsmodell generar således en given och förutbestämd marginal. Modellen anses mindre riskfylld än alternativen, men förväntas samtidigt ge en lägre lönsamhet. En cost plus modell kan vara attraktiv i uppbyggnadsskedet av fjärrvärme. Möjligheten att ge ett fördelaktigt pris kan bidra till att säkra en kritisk mängd kunder. Figur 18 Cost plus principen Cost plus metoden Fasta kostnader Rörliga värmeintäkter Rörliga kostnader Fast vinst 45