Villkor för försäljning av el från nätanslutna solcellsanläggningar nuläge och förbättringsförslag Elforsk rapport 06:48 Lars Hedström och Bengt Stridh Juni 2006
Villkor för försäljning av el från nätanslutna solcellsanläggningar nuläge och förbättringsförslag Elforsk rapport 06:48 Lars Hedström och Bengt Stridh Juni 2006 i
Förord Detta projekt ingår i det tillämpade solcellsprogrammet SolEl 03-07 etapp II. Programmet finansieras av: Energimyndigheten Svenska Byggbranschens Utvecklingsfond via NCC Vattenfall AB E.ON Sverige AB ARQ Stiftelsen för arkitekturforskning Göteborg Energi AB Mälarenergi AB Jämtkraft AB Brostaden EkoSol System AB Malmö Stad Stadsfastigheter Sharp Electronics Nordic Statens Fastighetsverk Borlänge Energi AB Falkenberg Energi AB Rapporten finns fritt nedladdningsbar från SolEl-programmets hemsida: www.elforsk.se/solel. ii
Sammanfattning Solcellsanläggningar producerar inte alltid el när den behövs lokalt. Å andra sidan kan elproduktionen överstiga det lokala behovet under soliga sommardagar. Om solcellsanläggningen är ansluten till elnätet finns inga tekniska problem att mata in ett lokalt elöverskott på elnätet till nytta för andra elanvändare och att köpa el från nätet när solelproduktionen är lägre än det lokala behovet. Majoriteten av de solcellssystem som kommer att byggas inom ramen för det investeringsstöd om totalt 150 miljoner kronor för solceller på byggnader med offentlig verksamhet som pågår till och med december 2008 förväntas bli nätanslutna. För att elproducenten skall få ersättning för såld el krävs ett inmatningsabonnemang hos nätägaren, med tillhörande elmätning. Om anläggningsägaren dessutom vill ha elcertifikat krävs att elproduktionen mäts varje timme. Idag gör den höga kostnaden för ett inmatningsabonnemang med timmätning det ekonomiskt ointressant att sälja överskottsel eftersom det blir en ren förlust för små solcellsanläggningar. Detta gör att det idag endast är intressant att installera mindre solcellsanläggningar där ägaren förbrukar all el själv och att man idag i praktiken har utestängt hela småhusmarknaden från möjligheten att sälja solel. Det gör även att den producerade solelen inte kommer med i vare sig elproduktionsstatistiken, elhandels- eller elcertifikatsystemet. Detta arbete har byggt på ett aktörsmöte, där representanter för samtliga intressentgrupper var inbjudna för att diskutera ovan nämnda frågeställningar. Före mötet fördes förberedande diskussioner med de olika aktörerna, det vill säga solelproducenter, nätägare, elhandlare och berörda myndigheter. I rapporten redogörs för vilka lagar och regleringar som påverkar situationen för mindre solcellsanläggningar (3-100 kw topp ) och vad som utgör de största problemen. Resultatet har blivit ett antal förslag från diskussionerna med aktörerna, med tillhörande analys om möjligheter och konsekvenser av de samma. Stor vikt har lagts på att presentera förslag från alla synvinklar. Fyra konkreta förslag presenteras i kapitel 4. Förhoppningen är att förslagen ska vara underlag till ett kommande arbete för att ta fram enklare mätnings- och anslutningsprocesser för småskaliga elproducerande system, inte bara för solceller utan även för vindkraft och småskalig vattenkraft. Ett sådant resultat skulle också underlätta för försäljning av solel vilket kan leda till att investeringsstödet ger en större spridning av solelen än till de offentliga byggnader som bidraget är utformat för idag. Nätanslutning är en förutsättning för att kunna handla med solel. En sådan handel skulle dessutom kunna leda till andra initiativ, till exempel solelbörs, som skulle kunna ge goda möjligheter till en fortsatt kraftig expansion av solcellsinstallationer i Sverige. Det är dock tydligt att mer och intensivare arbete krävs av politiker och andra berörda parter för att få upp småskaliga produktionsanläggningar för solel på dagordningen i berörda instanser och åstadkomma de förändringar som är nödvändiga för att göra det ekonomiskt intressant att ta in solcellsanläggningar i elhandels- och elcertifikatsystemet. iii
Summary This report examines the situation for grid connection, metering and electricity retail from small scale photovoltaic (PV) systems. PV systems are usually able to produce more power than may be needed by the local building services, thus some of the power produced will be feed to the grid. If this power is not measured it would mean two losses for the owner of the PV facility. Firstly, the owner would not get any compensation for the surplus electricity delivered to the grid. Secondly, the owner would not earn any renewable electricity certificates since power production has to be measured every hour in order to be eligible for these certificates. That is, measuring electricity production is a prerequisite for earning income from surplus electricity produced by the PV system. However, in the current Swedish energy system the grid connection costs, particularly the yearly costs for metering, is larger than the income it would generate. The rules and regulations which apply for PV in Sweden today are accounted for in the report. In order to address the above mentioned problems and find possible solutions, a meeting was organized with representatives from national authorities, power utilities, grid owners, and PV installers. The result from the meeting was four suggestions on possible ways to proceed, including analyses of consequences and changes required, which are presented in chapter four. Though these suggestions may take some time to implement, it is clear that more and intensified work is needed to generate the attention that PV and other small scale power plants require at the governmental and legislative level in order to make it economical for potential investors and plant owners to participate in the certificate scheme and the retail electricity market. v
Innehållsförteckning 1 INLEDNING 3 1.1 Bakgrund 3 1.2 Mål 4 1.3 Avgränsningar 5 1.4 Förväntat resultat 5 2 DELTAGARE 6 3 DEFINITIONER 7 4 DAGENS SITUATION FÖR SOLELPRODUCENT, NÄTÄGARE OCH ELHANDLARE 8 4.1 Nuvarande regelverk 8 4.1.1 Vad är problemet? 9 4.1.2 Exempel på kostnader för inmatningsabonnemang 9 4.1.3 Småskaliga solelanläggningar för småhus 10 4.2 Försäljning (balansansvar, mätning och rapportering) 11 4.3 Elcertifikat (mätning och rapportering) 11 4.4 Förmildrande omständigheter för solelanläggningar 11 4.5 Aktuella avgifter och kostnader för solelproducent och nätägare (mätning, rapportering, anslutning, en sammanställning) 12 5 FÖRSLAG PÅ FÖRBÄTTRINGAR FÖR SOLELPRODUCENT, NÄTÄGARE OCH ELHANDLARE 14 5.1 Förslag A: Nätägaren åläggs att mäta elproduktionen 14 5.1.1 Styrka 14 5.1.2 Svaghet 14 5.1.3 Genomförande 15 5.2 Förslag B: Slopat krav på timmätning 15 5.2.1 Styrka 15 5.2.2 Svaghet 15 5.2.3 Genomförande 16 5.3 Förslag C: Reglerat högsta pris för timmätning 16 5.3.1 Styrka 16 5.3.2 Svaghet 16 5.3.3 Genomförande 16 1
5.4 Förslag D: Nettoavräkning 17 5.4.1 Styrka 17 5.4.2 Svaghet 17 5.4.3 Genomförande 18 6 FÖRSLAGSDISKUSSION 19 7 SLUTSATSER 20 7.1 Fortsatt arbete 20 8 REFERENSER 22 2
1 Inledning 1.1 Bakgrund Det finns många internationella liksom nationella studier som identifierat hinder för distribuerad elgenerering där olika metoder, standarder och installationsförfaranden utvärderats. Det har också utförts mer specifika studier för solcellssystem av till exempel ABB som har identifierat vad som tekniskt, reglermässigt och praktiskt krävs för att dessa system skall kunna integreras i det svenska energisystemet [1, 2]. ABB har även visat på vikten av regler och rutiner för anslutning av solcellssystem i energisystemet. Trots dessa ansträngningar har lite hänt och det saknas fortfarande regler och lösningar som är ekonomiskt accepterbara för försäljning av el från nätanslutna småskaliga system. En typisk kostnad 1 är ca 3 600 kronor per år för anläggningar under 1,5 MW för den timmätning och rapportering som krävs enligt gällande bestämmelser. För små solcellsanläggningar leder dessa avgifter till orimliga ekonomiska kalkyler för nätanslutning och försäljning av producerad el. Det finns ett behov av att finna kostnadseffektiva lösningar för att räkna av producerad el från små solelanläggningar. Idag är regelverket och rutiner generellt sett anpassat för distribuerad elgenerering från anläggningar som är signifikant större än den effektstorlek som solelanläggningar vanligtvis kommer att nå upp till. Tack vare Sveriges goda elnät behövs sällan lokala energilager. Detta är också sant för solel. En solcellsanläggning med lokalt energilager i form av batterier har en högre investeringskostnad och har en högre underhållskostnad jämfört med ett nätanslutet system. Tyvärr är idag förtjänsten för elhandel för elproduktion, som är större än det lokala behovet i ett nätanslutet system, väldigt låg eller negativ för små elproduktionsanläggningar. Investeringsstödet om 150 miljoner kronor under 2005-2008 för installationer av solcellsanläggningar på byggnader som används i offentlig verksamhet kommer att leda till en för svenska mått kraftig ökning av installerade solcellssystem. De flesta av dessa kan och bör bli nätanslutna, då det svenska elnätet är väl utbyggt och ett lokalt batterilager innebär onödiga kostnader. Det är inga problem att balansera elproduktionen i elnätet under förutsättning att transmissionen är bra [3]. Balansen behöver inte upprätthållas lokalt. Vattenkraftverk i Norrland kan exempelvis balansera mot fluktuerande sol- eller vindkraftbaserad elproduktion i södra Sverige, Norge eller Finland. Ett nytt kärnkraftverk i Finland skapar större potentiella obalansproblem än sol- och vindkraftbaserad elproduktion, eftersom mer än en GW momentant skulle försvinna i elnätet för Sverige-Norge- Finland-Danmark om kärnkraftverket skulle stoppas. 1 Se tabell 2 3
Studier har gjorts som visar att 4000 MW vindkraft kan rymmas i det svenska kraftsystemet utan större problem med obalans [4]. Det betyder att det kommer att ta många år innan solcellsinstallationer skulle kunna påverka behovet av reglerkraft i elnätet för Sverige-Norge-Finland-Danmark. Idag finns ca 25 nätanslutna solelanläggningar i Sverige. Om vi antar att hela investeringsstödet på totalt 150 miljoner kronor under perioden 2005 2008 kommer att användas och resultera i nätanslutna system så kommer vi i slutet av 2008 att ha ca 3 MW topp nätanslutna solcellssystem. Om vi därefter antar att solcellsinstallationerna i Sverige fortsätter att öka med 40 % per år liksom den tack vare ett effektivt statligt stöd gjort i Tyskland sedan år 1997 [5], vilket är ett optimistisk antagande, har vi ca 240 MW topp installerat år 2020 och solel producerar då ca 0,2 TWh/år, från ca 24 000 svenska anläggningar, förutsatt att den installerade effekten i medeltal är 10 kw topp. Den producerade energin från solel år 2020 skulle i detta scenario alltså vara klart mindre än de ca 0,9 TWh/år [6] som idag produceras med den likaledes intermittenta vindkraften. I detta skede borde fokus därför ligga på att stödja soleltekniken på alla tänkbara sätt om önskemålet är att se denna teknik i ett framtida Sverige. En aspekt av den småskaliga solelen är att solcellsanläggningar ofta installeras i ickekoncessionspliktiga nät. Detta gör att anläggningsägaren själv blir ansvarig för att rapportera in mätvärden till Svenska Kraftnät (SvK) för att få elcertifikat. Det finns idag en branschstandard för att hantera delade leveranser inom icke-koncessionpliktiga nät, men ingen motsvarighet för småskalig produktion. Det existerar också en branschstandard när det gäller ersättning för produktion i icke-koncessionpliktiga nät, men denna standard är inte anpassad till solcellssystem eftersom det finns kunder som är beredda att betala mer för denna specifika el än vad denna standard gör möjligt. Det finns således en potential att göra solcellssystem lönsammare än i dagens situation. Även den internationella trenden går mot fler och fler nätanslutna system. Sverige har nu, tack vare investeringsstödet, möjlighet att erhålla internationellt gångbar erfarenhet och kompetens. Ur detta perspektiv är det därför viktigt att så snabbt som möjligt initiera nödvändiga diskussioner och hitta grundläggande regler och rutiner som kan ligga till grund för en fortsatt debatt och samtidigt bana väg för framtida viktiga förändringar av marknaden för distribuerad, småskalig elproduktion. Ekonomiska och praktiska lösningar är också en förutsättning för att olika initiativ för att handel med solel, liknande de framgångsrika koncept som finns i bland annat Zürich [7] och Köpenhamn [8] skall kunna uppstå på den svenska elmarknaden och därmed förstärka effekten av investeringsstödet. 1.2 Mål Målet med detta projekt var att utgående från en summering av dagens situation föreslå förbättringar för att mäta och rapportera produktion i samband med försäljning av solel från mindre solcellsanläggningar (3-100 kw topp, vilket motsvarar ca 25-800 m 2 ). Förhoppningen var också att hitta några första grundläggande principer som kan leda till realistiska och ekonomiska lösningar för de nätanslutningar som blir aktuella inom ramen för investeringsstödet. Ett specifikt önskemål var att få ett svar på frågan om projektgruppen, tillsammans med nätägarna, skulle kunna hitta ett sätt att utforma avtal 4
för produktion på icke-koncessionspliktigt nät, som möjliggör för produktion, elcertifikat och elhandel inom befintliga system eller om det eventuellt måste till lagändringar. Ett övergripande mål var att projektet skulle stimulera en större diskussion och debatt om dessa försummade ämnen. 1.3 Avgränsningar Nedan beskrivs de frågor som har belysts i samband med försäljning av solel från mindre solcellsanläggningar. Arbetet har byggt på ett aktörsmöte, där representanter för samtliga relevanta intressentgrupper var inbjudna för att diskutera aktuella frågeställningar. Före mötet fördes förberedande diskussioner med de olika aktörerna, det vill säga solelproducenter, nätägare, elhandlare och berörda myndigheter, för att skapa ett bra underlag till mötet. Förslag som uppkommit i de förberedande diskussionerna och under aktörsmötet har följts upp genom att konsekvenser och möjligheter analyserats. Exempel på frågor som har behandlats är: Dagens situation för solelproducent, nätägare och elhandlare o Vilka regler finns för mätning och rapportering? o Vad krävs för att få elcertifikat? o Finns det förmildrande omständigheter för mindre anläggningar? o Aktuella avgifter Kostnader för solelproducent och nätägare o Mätning o Rapportering o Anslutning Förslag på förbättringar för solelproducent, nätägare och elhandlare o Praktiska, ekonomiska och realistiska 1.4 Förväntat resultat Resultatet av studien har blivit ett antal förslag från diskussionerna med aktörerna, med tillhörande analys om möjligheter och konsekvenser av de samma. Stor vikt har lagts på att presentera förslag från alla synvinklar. Fyra konkreta förslag presenteras i kapitel 4. Förhoppningen är att förslagen leder till enklare mätnings- och anslutningsprocesser för småskalig elproduktion. Ett sådant resultat skulle också underlätta för försäljning av solel vilket kan leda till att investeringsstödet ger en bredare spridning av solelen än till de offentliga byggnader som bidraget är utformat för idag. Nätanslutning är en förutsättning för att kunna handla med solel. Men en eventuell handel skulle dessutom kunna leda till andra initiativ, till exempel solelbörs, som skulle kunna ge goda möjligheter till en fortsatt kraftig expansion av solcellsinstallationer i Sverige. 5
2 Deltagare Projektet var ett initiativ av Switchpower i samarbete med ABB. Projektledare var Lars Hedström, Switchpower. Till aktörsmötet kom: Namn Bengt Stridh Monika Adsten Åke Sjödin Jonas Hedström Mats Andersson Maria Hall Björn Karlsson Catarina Eriksson Mikael Larsson Hans Nilsson Anders Richert Birger Eriksson Lars Munter Olof Karlsson Christer Söderberg Lars Hedström Ulf Viktorsson Peter Krohn Organisation/företag ABB AB, Corporate Research Elforsk AB Elforsk AB Energibanken i Jättendal AB Energibanken i Jättendal AB Statens energimyndighet Lunds Tekniska Högskola Miljö- och samhällsbyggnadsdepartementet Mälarenergi AB Sala-Heby Energi AB Svensk Energi Svensk Energi Svenska Kraftnät Sveriges Energiföreningars Riksorganisation (SERO) Sveriges Energiföreningars Riksorganisation (SERO) Switchpower Telge Nät AB Vattenfall Utveckling AB Diskussioner fördes med samtliga deltagare inför mötet. Utöver aktörerna i listan fördes diskussioner även med Ekosol AB, Energimarknadsinspektionen och Swedpower, vilka dock inte kunde delta i mötet. 6
3 Definitioner Nätkoncession - Enligt Ellagen 2 kap gäller att en elektrisk starkströmsledning får inte byggas eller användas utan tillstånd (nätkoncession) av regeringen. De koncessionspliktiga näten används för överföring av el till andra förbrukare. Icke-koncessionspliktigt nät - I de icke koncessionspliktiga näten överförs elen enbart för egen användning. Ett icke koncessionspliktigt nät är alltid anslutet till ett koncessionspliktigt nät. Timmätning Mätning av elproduktion eller konsumtion varje timme. Dygnsavläsning Avläsning och rapportering av mätvärden från en mätare en gång per dygn. Månadsavläsning Avläsning och rapportering av mätvärden från en mätare en gång per månad. Årsavläsning - Avläsning och rapportering av mätvärden från en mätare en gång per år. Nätnyttomodellen - Nätnyttomodellen är ett av de verktyg som Energimarknadsinspektionen använder i sitt tillsynsarbete. Dess uppgift är att i efterhand beräkna om nätföretagens tariffer varit skäliga eller inte. Mer information finns på Energimyndighetens hemsida [14]. Ediel - Ediel är elbranschens EDI-system (EDI = Electronic Data Interchange) som används för elektroniskt informationsutbyte mellan aktörerna på den nordiska elmarknaden. Alla aktörer måste använda Ediel för kommunikation med andra aktörer. För att kunna använda Ediel måste man teckna ett Ediel-avtal med Svenska Kraftnät. Mer information finns på www.ediel.se. 7
4 Dagens situation för solelproducent, nätägare och elhandlare 4.1 Nuvarande regelverk En kort sammanfattning av dagens situation följer här. Solcellsanläggningar faller under så kallade mindre produktionsanläggningar (effekt 1,5 MW). De dokument som i första hand påverkar hur nätanslutning, mätning och rapportering skall hanteras är: Ellagen. SFS (1997:857). Förordningen om mätning, beräkning och rapportering av överförd el (SFS 1999:716 också kallad mätförordningen). Statens energimyndighets föreskrifter och allmänna råd om mätning, beräkning och rapportering av överförd el (STEMFS 2001:3). AMP. Anslutning av mindre produktionsanläggningar till elnätet. Svensk Energi 2002. Handlingen är i första hand avsedd att vara ett hjälpmedel för elnätägaren vid förfrågan om anslutning av vindkraftverk. För större anläggningar (> 25 MW) arbetas det på en nytt dokument, ASP (Anslutning av Större Produktionsanläggningar), men den storleksordningen är i dagsläget långt över effekten för de största solcellsanläggningarna. Statens energimyndighets föreskrifter och allmänna råd om lämnande av vissa uppgifter för bedömning av nättariffers skälighet (STEMFS 2003:3). Svensk elmarknadshandbok. Rutiner för avräkning och försäljning. Utgåva 2.5. 2005-12-22. Utges i samarbete mellan representanter för elhandelsföretag, nätägare och systemansvarig (Svenska Kraftnät). Elmarknadshandboken är inget juridiskt bindande dokument utan bygger på lagar och förordningar som alltid kommer i första hand. Handboken är dock allmänt accepterad som elbranschens gemensamma arbetsform. Från 1/1 2006 finns "Föreskrifter och allmänna råd om driftsäkerhetsteknisk utformning av produktionsanläggningar". Den gäller för alla nya anläggningar, med övergångsbetämmelser för gamla anläggningar och vid utbyggnad. Den gäller för alla anläggningar > 1,5 MW, vilket gör att den idag inte berör några svenska solcellsanläggningar. Specifikt för elcertifikat: Lag om elcertifikat (SFS 2003:113). Förordning om elcertifikat (SFS 2003:120). Föreskrifter och allmänna råd om elcertifikat (STEMFS 2004:6) Föreskrifter om mätning och rapportering av överförd el i särskilda fall. STEMFS 2003:2. 8
4.1.1 Vad är problemet? Som beskrivits i bakgrunden så producerar solceller inte alltid el när den behövs lokalt. Om anläggningen är ansluten till elnätet vilket majoriteten av de system som byggs inom ramen för investeringsstödet förväntas bli kommer den el som inte förbrukas lokalt att kunna matas in på elnätet. För att anläggningsägaren (elproducenten) skall få ersättning för den inmatade elen krävs ett inmatningsabonnemang hos nätägaren med tillhörande mätning av elproduktionen. Om anläggningsägaren dessutom vill ha elcertifikat krävs vidare att elproduktionen mäts varje timme. Som situationen ser ut idag krävs stora solcellsanläggningar för att dessa alternativ skall vara ekonomiskt intressanta. Reglerna och rutinerna som styr detta är bland annat följande: I elmarknadshandboken står att Svenska Kraftnät inte tar emot mätvärden från någon annan rapportör än ägaren av ett koncessionspliktigt nät eller dennes ombud. Undantag är rapportering av produktion i ett icke koncessionspliktigt nät för att få elcertifikat. Rapporteringen ska dock alltid ske med Ediel. Vidare står det att läsa att nätägaren inte är skyldig att mäta produktion i ett icke koncessionspliktigt nät utan enbart i anslutningspunkten mellan ett koncessionspliktigt och ett icke koncessionspliktigt nät genom dubbelriktad mätning. Om en anläggningsinnehavare av en produktionsanläggning eller avkopplingsbar last i ett icke koncessionspliktigt nät vill ha en separat mätvärdesrapportering av produktionen måste denne sluta avtal med ett mätombud om detta. Nätägaren kan då åta sig att mäta produktion i icke koncessionspliktigt nät mot en ersättning för kostnaderna för mätningen. Svenska Kraftnät rekommenderar att nätägaren agerar mätombud i dessa fall. I 4:e kapitlet, paragraf 10 i ellagen skrivs att: En innehavare av en produktionsanläggning som kan leverera en effekt om högst 1 500 kilowatt skall för överföring av el betala endast den del av avgiften enligt nättariffen som motsvarar den årliga kostnaden för mätning, beräkning och rapportering på nätkoncessionshavarens nät. Innehavaren skall dessutom betala engångsavgift för anslutning. I realiteten innebär dessa paragrafer förenklat att en småskalig elproducent alltid måste förlita sig på nätägaren eller på dess ombud för att kunna få mätning och rapportering utförd. Nätägaren är vinstdrivande och ser här en möjlighet att tjäna pengar. Hur mycket det skall kosta är inte reglerat och leder i dagsläget till för stora kostnader för att en elförsäljning, med mätning och rapportering, från småskaliga elproducerande system skall vara attraktiv. Förslag på förbättringar finns i kapitel 5. 4.1.2 Exempel på kostnader för inmatningsabonnemang Mälarenergi Elnät AB redovisade våren 2005 kostnader enligt Tabell 1 för ett inmatningsabonnemang för produktionsanläggning om maximalt 1500 kw. Tabell 1 Fördelning av kostnader för inmatningsabonnemang. 9
Mätare, strömtrafo&plint, terminal, revision Avläsning Avräkning Totalt 933 kr/år 464 kr/år 2 116 kr/år 3 513 kr/år Ovanstående belopp var beräknade 2001. Från och med den 1 januari 2006 sänkte Mälarenergi Elnät AB kostnaden för inmatningsabonnemang med 32 % till 2406 kr/år. 4.1.3 Småskaliga solelanläggningar för småhus En tänkbar framtida tillämpning för småskaliga solelanläggningar är för småhus, där en anläggning på 6 kw topp med en årlig produktion på 5 MWh skulle räcka för att försörja huset med hushållsel. Sådana solelanläggningar marknadsförs av EkoSol [12]. Problemet med en sådan anläggning är att elproduktionen är som störst då husets elbehov är lågt (dag och sommar). Därför vore den bästa tekniska lösningen att kunna sälja överskottet av el till en elhandlare och att sedan köpa tillbaka elen nattetid och under vintern. När det gäller små solelanläggningar för till exempel en villaägare är kostnaden för en växelriktare och inkopplingen till elnätet en relativt stor utgift. En smidig lösning för de minsta solelanläggningarna skulle vara att koppla in en växelriktare direkt till ett befintligt eluttag i huset. Ett exempel på en förhållandevis billig sådan växelriktare är Mastervolt [9]. För sådana installationer gäller idag att Anläggningen ska föranmälas och färdiganmälas till nätägaren, även om toppeffekten bara rör sig om några hundra watt. Växelriktaren ska klara automatisk frånkoppling vid spänningsbortfall och frekvensavvikelse. Ö-drift ska inte kunna uppstå och växelriktaren ska vara CEmärkt. Dessa villkor uppfylls bland annat av ovan nämnda växelriktare. Det finns även krav på en frånkopplingsanordning, som Mastervolt förefaller sakna. Därför behövs sannolikt en separat frånkopplingsanordning. Enligt SS 436 40 00 (Elinstallationsreglerna, utförande av elinstallationer för lågspänning), 712.536 ska frånskiljare finnas på både växel- och liksströmssidan av växelriktaren. Enligt 551.7.4 ska det finnas en frånkopplingsanordning som alltid ska vara tillgänglig för nätkoncessionshavaren. Om solcellerna producerar mer än vad som förbrukas i huset går strömmen ut på nätägarens ledning, men det är ingen energi som mäts eftersom elmätarna oftast är backspärrade. En sådan installation är tillåten, men anläggningsägaren kan då ej tillgodoräkna sig den på nätet inlevererade energin, enligt uppgift från Mälarenergi Elnät AB. Med tanke på de höga kostnaderna för ett inmatningsabonnemang är det idag olönsamt för en villaägare att sälja sitt överskott på solel eftersom försäljningen skulle gå med förlust, oberoende av installations- och driftskostnaden för anläggningen, eftersom intäkterna från elförsäljning, inklusive elcertifikat, skulle vara mindre än kostnaden för inmatningsabonnemanget. 10
Ett alternativ till Mastervolt är den betydligt dyrare Sunny Boy serien från SMA [10], som finns med större effekter och som görs med en fast installation, det är alltså ej möjligt att koppla denna växelriktare direkt till eluttaget i huset. 4.2 Försäljning (balansansvar, mätning och rapportering) I STEMFS 2001:3 skrivs att: Rapporter till elanvändare och innehavare av produktionsanläggning som kan leverera en effekt om högst 1 500 kilowatt skall sändas senast den femte vardagen efter mätmånaden i fråga, om inte nätkoncessionshavaren och mottagaren av rapporten har kommit överens om längre intervall. Rapportering varje timme krävs alltså inte för försäljning, utan här råder avtalsfrihet. En ägare av en produktionsanläggning är fri att göra upp med en elhandlare hur ofta produktionen skall rapporteras och vilket pris den producerade elen betingar. Till exempel säljer SERO el från ca 600 anläggningar till två utvalda elhandlare (Plusenergi och Östkraft), där elhandlarna betalar ett pris enligt månadsmedelvärdet på Nord Pool. Elhandlarna tar även hand om balansansvaret för SERO:s anläggningar. Då elproduktionen från SERO:s anläggningar är en liten del av elhandlarnas totala energiflöde, och således av vad man betalar balansansvar för, utgör inte balansansvaret någon större kostnad för elhandlarna (några kr/mwh). 4.3 Elcertifikat (mätning och rapportering) I STEMFS 2003:2 kapitel 4 paragraf 2 anges att Rapporter till Affärsverket Svenska Kraftnät skall sändas elektroniskt i meddelandeformatet Ediel den femte vardagen efter mätdygnet i fråga. En anläggningsägare är alltså också här hänvisad till de redan etablerade aktörerna som för att sköta timmätning och rapportering dagligen. Detta krav på timmätning för elcertifikat kan tyckas något underligt då elcertifikat utdelas för energimängd (per producerad MWh) och alltså inte har någon koppling till när elen produceras i tiden. Den troligaste anledningen till kravet är att denna produktion skall kunna hanteras i Svenska Kraftnäts befintliga administrativa system. Detta är dock spekulation eftersom författarna varken hos Energimyndigheten, Elforsk, eller Svenska Kraftnät lyckats få någon annan entydig förklaring. 4.4 Förmildrande omständigheter för solelanläggningar En aspekt att begrunda när det gäller produktion av solel är att den maximala elproduktionen är tämligen väl förutsägbar. Den maximala solinstrålningen är väl känd för en given plats i Sverige och det går därför att i förväg beräkna förväntad maximal produktion från en solelanläggning. Data för solinstrålning för en given ort i Sverige kan erhållas från SMHI. Det visar sig att skillnaden i solinstrålning mellan olika år är förhållandevis liten och att elproduktionen på årsbasis därmed blir tämligen väl förutsägbar. Ett beräkningsprogram för produktion från solelanläggningar är exempelvis PVSYST [13]. Med hjälp av genomsnittliga väderdata och uppgifter om anläggningens storlek, 11
orientering etc kan den förväntade elproduktionen på årsbasis beräknas med en noggrannhet på uppskattningsvis ±5(-10) %. I jämförelse med elproduktion från vindkraftverk är den maximala elproduktionen betydligt lättare att förutsäga för solelanläggningar och dessutom är variationen i energiproduktion under olika år betydligt mindre. Studier gjorda av Vattenfall Utveckling visar att 4000 MW vindkraft utan större problem skulle kunna integreras i det svenska elsystemet [4]. De produktionsvariationer som ett sådant tillskott skulle leda till ansågs drunkna i konsumtionsvariationer som vi redan lever med idag. Investeringsstödet förväntas leda till ca 3 MW installerad solcellseffekt, motsvarande en årlig elproduktion på måttliga ca 2,5 GWh, varför en schablonisering av producerad el från solen ur ett kraftbalansperspektiv idag ter sig högst rimligt. Solceller är en relativt ny och oetablerad teknik i Sverige. Samtidigt drar den till sig stort intresse och förhoppningar om att skapa en ny exportindustri i Sverige. Staten ger inledningsvis en subvention om 150 miljoner kronor under 2005-2008 för att stimulera solcellsmarknaden i Sverige. Att då från statligt håll även subventionera nätanslutningen under en etableringsperiod skulle kunna vara ett alternativ. 4.5 Aktuella avgifter och kostnader för solelproducent och nätägare (mätning, rapportering, anslutning, en sammanställning) Majoriteten av de större nätägarna tar ut ett pris på 2500-3600 kr/år för ett inmatningsabonnemang, som inkluderar timmätning och dygnsavläsning, se Tabell 2. Om rapporteringen istället kan ske månadsvis är datamängden mindre och således också omkostnaderna. Från 1 juli 2006 skall all konsumtion över 63 A timmätas (Svensk Elmarknadshandbok). All produktion skall också timmätas, men för anläggningar under 1 500 kw behöver rapporteringen endast ske månadsvis. Anslutningsavgiften är en engångsavgift och varierar från fall till fall. Tabell 2 Priser för inmatningsabonnemang från några olika nätägare. Nätägare Årlig kostnad (kr) Kommentar Vattenfall 2 3600 E. ON 3 3600 Fortum 4 Ingen prisuppgift Gick inte att få reda på via Fortums kundtjänst! Mälarenergi 5 2406 Priset sänktes från 3513 kr/år till 2406 kr/år 1 januari 2006. 2 Prisuppgift från samtal med Vattenfall kundtjänst (2006-03-06), 3 Prisuppgift från samtal med EON kundtjänst (2006-03-06) 4 Prisuppgift från samtal med Fortum kundtjänst (2006-03-06) 5 Prisuppgift från www.malarenergi.se (2006-03-06) 12
Det fasta priset för uttagsabonnemang ligger vanligen under priset för inmatningsabonnemang, se Tabell 3. Tabell 3 Priser för uttagsabonnemang (25 A) från några olika nätägare den 6 mars 2006. Nätägare Årlig fastkostnad (kr) Rörlig kostnad (öre/kwh) Kommentar E.ON 6 2398 15,6 Erbjuder tidstariff 7 Fortum 8 3112 7,5 Mälarenergi 9 2060 15,9 Telge 10 2231 15,1 Erbjuder tidstariff 7 SHEAB 11 2610 16,23 Vattenfall 12 1644 26 E.ON har avtal för gamla anläggningar där man bara tar 400 kr/år för halvårsavläsning och 600 kr/år för kvartalsavläsning, men man vill inte använda dessa avtal för nyinstallationer. Med dessa avtal kan producenten inte få elcertifikat. Enligt Energimarknadsinspektionen har nätkoncessionhavaren en frihet att sakligt och objektivt dela in kunder i tariffgrupper [17]. 6 Prisuppgift från www.eon.se (2006-03-06) 7 Tidstariff innebär att kunden betalar olika elpriser beroende på när på dygnet elen förbrukas, vanligen ett högre pris på vardagar 06-22 och ett lägre på nätter och helger 8 Prisuppgift från www.fortum.se (2006-03-06) 9 Prisuppgift från www.malarenergi.se (2006-03-06) 10 Prisuppgift från www.telge.se (2006-03-06) 11 Prisuppgift från www.sheab.se (2006-03-06) 12 Prisuppgift från www.vattenfall.se (2006-03-06), 13
5 Förslag på förbättringar för solelproducent, nätägare och elhandlare Vid aktörsmötet var samtliga närvarande överens om problemet, alltså att kostnader för mätning och rapportering idag är ett etableringshinder för nätanslutning av mindre solcellsanläggningar. Vad som däremot var den enklaste eller den mest önskvärda lösningen visade sig vara svårare att komma överens om. Nedan följer fyra förslag som diskuterades under mötet. Styrkor, svagheter och vad som krävs för att genomföra respektive förslag finns återgivet nedan. Förslagen är återgivna utan någon inbördes rangordning. Vilket av förslagen som projektgruppen anser vara bäst och vad som bör göras diskuteras kort i kapitel 6. 5.1 Förslag A: Nätägaren åläggs att mäta elproduktionen Detta förslag innebär att nätägaren åläggs att mäta och rapportera från alla elproduktionsanläggningar (även på icke-koncessionspliktiga nät) eftersom det finns ett allmänintresse i att all produktion mäts per timme samt att kostnaden för denna mätning läggs på hela det svenska kollektivet. Ju bättre mätning av produktionen desto bättre prognoser och schablonberäkningar kan göras. Bättre statistik och prognoser gynnar samtliga aktörer (även konsumenter) på marknaden då osäkerheten blir mindre. Detta talar för att kostnaden för mätning bör bäras av kollektivet och inte den enskilde småskalige elproducenten. En förmildrande omständighet för denna lösning är att kostnaden för mätning och rapportering sjunker snabbt tack vare den tekniska utvecklingen. 5.1.1 Styrka Om det inte fanns någon avgift för mätning och rapportering skulle det underlätta nätanslutning och därmed introduktionen av småskalig elproduktion. Detta skulle visa på ett engagemang och politisk vilja att verkligen stödja småskalig elproduktion från grunden. Kostnaden för mätning och rapportering är liten så om kostnaden skulle slås ut på hela kollektivet blir den väldigt låg per individ. Räknat på tidigare exempel med 24 000 solcellsanläggningar år 2020 skulle det motsvara en kostnad för inmatningsabonnemang på 86 miljoner kr/år om inmatningsabonnemanget skulle kosta 3600 kr/år och en kostnad på 0,062 öre/kwh räknat på en årlig svensk elproduktion på 140 TWh. 5.1.2 Svaghet Det är eventuellt svårt att lyfta upp kostnaden till kollektivet. Vid mötet fanns en stor konsensus om att nätägaren inte bör åläggas fler kostnader. Om nätägaren inte får ta ut en avgift för mätning och rapportering finns det en risk att nätägaren ställer sig motvillig till nyanslutning och då kanske höjer engångsavgiften för anslutning eller på annat sätt försvårar processen. Kostnaden måste alltså läggas på kollektivet. Att detta kollektiv inte skulle vara för litet, till exempel det enskilda nätområdet som det är idag, sågs också som viktigt. På Gotland finns till exempel goda vindlägen och detta bör inte drabba de lokala konsumenterna. 14
Från departementets sida har det varit en princip att den som åstadkommer kostnaden (anläggningsägaren) också skall betala för den, även om denna princip har börjat luckras upp på senare år. 5.1.3 Genomförande Detta förslag kräver förändringar i Ellagen där ovan nämnda idé behöver formuleras i lagtexten. Eventuellt kan vissa parameterförändringar i nätnyttomodellen ge ett resultat som delvis når upp till ovan beskrivna ambition. 5.1.4 Sammanfattande bedömning Förutom för producenter är förslaget även positivt för elhandlare, som får ökade möjligheter att handla med förnyelsebar el. Om kostnaden läggs på kollektivet är förslaget neutralt för nätägare, med tanke på att det inte skulle kosta något för nätägarna. För elkunder skulle en kollektiv kostnadsfördelning innebära en marginell ökning av elpriset, som till exempel för en villaägare skulle öka elräkningen med ett par tior per år. 5.2 Förslag B: Slopat krav på timmätning Detta förslag innebär att kravet på timmätning för elcertifikat och försäljning slopas. SERO uppger att det idag finns 400 småskaliga produktionsanläggningar som inte är anslutna till elcertifikatsystemet på grund av för höga mätnings- och rapporteringskostnader [18]. I dagsläget behövs i praktiken ingen timmätning för att sälja elen till elleverantörer. Elcertifikat delas ut per energimängd varför timmätning inte krävs för att systemet skall vara logiskt sammansatt, tvärtom skulle det underlätta och stimulera anslutningen av små förnybara anläggningar, då ett slopat krav på timmätning, där produktionen istället schabloniseras, skulle leda till att avsevärt reducerade kostnader. 5.2.1 Styrka Förslaget skulle ge lägre kostnader för nätägare och anläggningsägare, och därmed fler anläggningar till elcertifikatsystemet. Timmätningen är inte den stora kostnaden i sammanhanget, det är rapporteringen från nätägaren som är den stora kostnaden, se Tabell 1, varför möjligen endast avläsningsrutinerna behöver regleras. 5.2.2 Svaghet Timmätning har många fördelar. Dels finns det ett allmänintresse för alla aktörer att ha bra statistiska underlag för att kunna göra beräkningar och prognoser. Dels finns det en pedagogisk idé att ha timmätning på produktion och konsumtion. Med timmätning skulle konsumenten i framtiden själv kunna styra sin konsumtion efter den aktuella prissättningen (tillgången) och producenten få betalt efter ett spotpris. Eventuellt finns också andra positiva effekter till exempel att konsumtionen av ekonomiska skäl blir mindre vid höga priser (låg tillgång) vilket skulle kunna göra det möjligt att reducera 15
effektbehovet, vilket i förlängning skulle innebära att investering i ny elproduktion skulle kunna senareläggas. 5.2.3 Genomförande Detta förslag kräver en förändring av Ellagen, dessutom krävas att lagen om elcertifkat ändras. 5.2.4 Sammanfattande bedömning Förutom för producenter är förslaget även positivt för nätägare, som skulle få minskade kostnader. För elhandlare och elkunder är förslaget negativt, då en framtida möjlighet att styra handel, respektive sin elförbrukning, beroende på elpris försvinna. Ur ett allmänintresse förslaget negativt då många aktörer efterfrågar timmätning. 5.3 Förslag C: Reglerat högsta pris för timmätning Detta förslag går ut på få fram lägre prissättningar på timmätning, till exempel genom föreskrifter från Energimarknadsinspektionen (EMI) eller annan myndighet. Då många stora elbolag redan idag lägger ut mätningen på ombud (dotterbolag), finns eventuellt redan idag marginaler i systemet. Ett alternativ är att nätägaren frivilligt sänker sina avgifter. Detta har skett hos några nätbolag, som på ett eller annat sätt underlättat för solelproducenter eller andra mindre elproduktionsanläggningar genom att skriva fördelaktiga avtal, sänka kostnader eller helt ta kostnaderna själva. 5.3.1 Styrka Om det finns luft i systemet skulle det eventuellt räcka med några exemplifierande fall för att nå ut till resterande nätägare och få en sänkning av tariffen. Det finns exempel från andra EU-länder där mätningen och rapportering är en fristående verksamhet som nätägarna köper in under konkurrens. Ny teknik förväntas också medföra lägre priser på mätning och rapportering. 5.3.2 Svaghet Det finns få myndigheter som i dagsläget är beredda och gå in och lagstadga om en avgift. EMI är en tillsynsmyndighet (för tariffer till exempel), prövningsinstans (kan gälla anslutningsavgifter) och expertmyndighet. EMI har ingen föreskriftsrätt inom detta område [17]. Nätföretagen beslutar om tariffer (för inmatning till exempel). EMI kan i efterhand göra en prövning om kunden vänder sig till EMI. Svårigheten att få samtliga nätägare att sänka sina priser markant bör inte underskattas eftersom det skulle minska nätägarnas vinst. 5.3.3 Genomförande Här krävs att nätföretagen ändrar sina avgifter. 16
5.3.4 Sammanfattande bedömning Förutom för producenter är förslaget även positivt för elhandlare och elkunder, som får ökade möjligheter att handla med förnyelsebar el. Förslaget är negativt för nätägare, eftersom det skulle innebära minskade intäkter. 5.4 Förslag D: Nettoavräkning Detta förslag innebär att mätaren tillåts gå baklänges då elproduktionen som överstiger konsumtionen, så kallad net metering, som idag till exempel finns i fler än 35 av USA:s stater [15]. På så sätt skulle producenten kunna växla sin egenproducerade el med den som levereras från nätet, vilket skulle ge elen ett större värde än vad den idag får med försäljning och elcertifikat sammantaget eftersom producenten för den växlade elen inte behöver betala varken moms eller nätavgift. En förutsättning för detta förslag är att producenten inte producerar mer än han konsumerar sett på årsbasis då denna el skulle matas ut på elnätet utan ersättning. 5.4.1 Styrka Producenten behöver endast ett uttagsabonnemang och slipper kostnaden för ett inmatningsabonnemang. Producenten får bra betalt för överskottsel upp till en viss gräns (sin egen konsumtion). Net metering har också visat sig ha pedagogiska fördelar. Att se sin egen elmätare sakta ner eller till och med gå baklänges har visat sig medföra en minskad elanvändning [16]. 5.4.2 Svaghet Fungerar endast för anläggningar som producerar mindre än den lokala förbrukningen. Elen kommer inte heller in i elproduktionsstatistiken, elcertifikat- eller elhandelssystemet och fungerar därför endast bra för mindre produktionsanläggningar. Systemet kräver också att el köps från och säljs till samma elhandlare. Vidare innebär net metering problem för nätnyttomodellen eftersom konsumtionen i en uttagspunkt ligger till grund för dimensioneringen av elnätet i punkten i fråga. I nätnyttomodellen används alltså den genomsnittliga konsumtionen (kwh) och inte toppeffekt (kw) för att dimensionera elnätet till det specifika huset. Med net metering skulle det kunna se ut som ett hus har låg total förbrukning och därför inte behöver något kraftigt elnät medan sanning kan vara att det finns ett stort produktionsöverskott på sommaren och ett stort behov på vintern. På kort sikt ryms de produktionsvariationer som solceller ger inom de variationer som finns i nätet idag. Om vi antar att hela investeringsstödet på totalt 150 miljoner kronor under perioden 2005 2008 kommer att användas och resultera i nätanslutna system så kommer vi i slutet av 2008 att ha ca 3 MW topp nätanslutna solcellssystem. Studier har gjorts som visar att 4000 MW vindkraft, som liksom solelproduktion är intermittent, kan rymmas i det svenska kraftsystemet utan större problem med obalans [4]. Det betyder att det kommer att ta många år innan solcellsinstallationer skulle kunna påverka behovet av reglerkraft i elnätet för Sverige-Norge-Finland-Danmark. Den dag 17
produktionen från solceller ger ett behov av reglerkraft hos elproducenterna skulle det innebära en viss kostnad för sådan reglerkraft. 5.4.3 Genomförande Här krävs att elmätarna tillåts att gå baklänges, alternativt att en mätare mäter ingående och utgående el samt kvittar däremellan. Det sistnämnda vore en bra lösning med avseende på elcertifikat, men samtidigt kommer då administrationskostnader för mätning och rapportering och en investeringskostnad på ytterligare en elmätare. Nätnyttomodellen behöver eventuellt justeras för att komma till rätta med dimensioneringsproblematiken. 5.4.4 Sammanfattande bedömning Förutom för producenter är förslaget även positivt för elkunder, som får ökade möjligheter att handla med förnyelsebar el. Förslaget är negativt för elhandlare eftersom det skulle innebära minskad elhandel. Även för nätägare har förslaget negativa effekter som kan innebära ökade kostnader, om det behövs dubbla elmätare och på lång sikt om behovet av reglerkraft ökar. 18
6 Förslagsdiskussion Vissa av de diskuterade förslagen skulle ta flera år att realisera då de handlar om lagändringar. Nätanslutning, mätning och rapportering är aktuella problem som helst skulle ha haft en lösning redan idag. Därför vore det i dagsläget bra att hitta lösningar som snabbt går att inordna i dagens system, till exempel de förslag som endast kräver parameterförändringar i nätnyttomodellen eller regleringar från en lämplig myndighet. Innan det finns nya lagar och förordningar är det extra viktigt att kunna stödja sig på bra exempel på hur andra elbolag, nätägare och solelproducenter löst problemen på tidigare anläggningar, varför kartläggningen av dessa aktiviteter ses som extra viktig Förslagen A-D bör också rangordnas och kompletteras med exempel på andra lösningar som genomförts för att minska kostnaderna och övriga hinder för nätanslutning (som genomförts av Mälarenergi Elnät AB, Sala-Heby Energi AB, Ekosol, Götene Energi, Plus Energi, men även i inkludera andra lösningar som inmatningstariffer m.m. som genomförts med framgång i andra länder). De ovan nämnda företagen har på ett eller annat sätt underlättat för solelproducenter eller andra mindre elproduktionsanläggningar genom att skriva fördelaktiga avtal, sänka kostnader eller helt ta kostnaderna själva. Att kartlägga dessa företags drivkrafter, tankegångar, hur och varför de finansierat dessa lösningar, vilka kostnader de haft etc., skulle vara bra input för att komma närmre en lösning. Förslag A-D bör endast ses som en start på ett större arbete som krävs för att åstadkomma en förändring.. 19
7 Slutsatser Idag föreligger ett etableringshinder för att försäljning av el från mindre nätanslutna solcellsanläggningar ska vara lönsam. Dagens kostnader för mätning, rapportering och anslutning gör det ekonomiskt ointressant för ägare till små solcellsanläggningar att ansluta sig till elhandels- och elcertifikatssystemet. Vid ett aktörsmöte med 18 representanter från kraftbolag, elnätsbolag, solcellsinstallatörer, myndigheter och departement diskuterades flera möjliga lösningar på detta problem. Ingen konsensus om den bästa lösningen kunde nås, dessutom måste lagändringar till för att kunna genomföra många av förslagen. Tydligt var dock att frågan om småskaliga produktionsanläggningar inte varit uppe på agendan i den uträckningen som skulle ha krävts för att berörda lagstadgare, myndigheter och verk skulle ha haft möjlighet att anpassa dagens energisystem till småskaliga system i allmänhet och solcellsanläggningar i synnerhet. Solceller är en relativt ny och oetablerad teknik i Sverige. Samtidigt drar den till sig stort intresse och förhoppningar om att skapa en ny exportindustri i Sverige. Staten ger ett stöd om 150 miljoner kronor under perioden 2005 2008 för att stimulera solcellsmarknaden i Sverige. Frågan om nätanslutning av mindre produktionsanläggningar och specifikt solcellsanläggningar är en relativt liten fråga som inte har fått speciellt stort utrymme under utformningen av det energisystem som vi lever med idag. I takt med att intresset för småskalig elproduktion ökar kommer dock frågan att bli allt viktigare. Det är författarnas uppfattning efter aktörsmötet att det med rätt personer finns potential att åstadkomma kraftfulla och reella förbättringar på detta område inom en 2-3 årsperiod om arbetet påbörjas idag. 7.1 Fortsatt arbete Kortsiktigt är den snabbaste lösningen på lönsamhetsproblemet som beskrivits i denna rapport att från statligt håll även subventionera inmatningsabonnemang, mätning och rapportering under en etableringsperiod. Eftersom antalet anläggningarna skulle vara litet i ett inledande skede skulle kostnaden var relativt blygsam. Om vi antar att alla solelanläggningar som byggs med investeringsstödet under 2005-2008 blir nätanslutna och att de i genomsnitt har en toppeffekt på 10 kw (vilket sannolikt är alltför lågt räknat), skulle det bli ca 300 anläggningar. Antaget en kostnad på 3600 kr/år och anläggning för inmatningsabonnemang skulle det bli en årlig kostnad på 1,1 Mkr från och med slutet av 2008. En riktad subventionering skulle lösa det akuta problemet för solcellsanläggningar i dagsläget, men samma etableringshinder gäller också andra småskaliga elproduktionstekniker. Det krävs därför fortsatt arbete och informationsspriding för att frågan skall behandlas i rätt instanser och så småningom få en slutgiltig lösning som är acceptabel för alla småskaliga elproduktionstekniker. Vi föreslår därför en offentlig 20
utredning som tittar djupare på etableringshinder för småskalig elproduktion, där alla inblandade aktörer får möjlighet att delta och där denna rapport utgör ett bra utgångsmaterial. Eftersom en långsiktig lösning kräver ett antal år för att genomföras är det viktigt att en utredning initieras snarast möjligt. Denna rapport ska distribueras till myndigheter och beslutsfattare som jobbar med dessa frågor för att visa på de problem som finns. 21
8 Referenser [1] Stridh B; Nätanslutning av småskaliga solcellssystem för elförsäljning, Elforsk rapport 05:30, Stockholm September 2005. [2] Stridh B; Sveriges första nätanslutna solcellsanläggning för elförsäljning, Sveriges Energiting i Eskilstuna 2006-03-08 [3] Söder L; Hur åstadkoms balans i energisystemet, Sveriges Energiting i Eskilstuna 2006-03-08 [4] Axelsson U; 4000 MW vindkraft kan det rymmas i det svenska kraftnätet, Sveriges Energiting i Eskilstuna 2006-03-08 [5] Laquist A; Växande marknad för solel, Energivärlden nr 4 2005, http://www.stem.se/web/otherapp/evarlden.nsf/frameset?readform&doc=6785119 3bc4a7652c1257124004f9eec [6] Energimyndigheten; Energiförsörjningen i Sverige. Kortsiktsprognos 2006-03- 15, ER 2006-04, Eskilstuna, Mars 2006, http://www.stem.se/web/biblshop.nsf/filatkomst/er2006_04w.pdf/$file/er200 6_04w.pdf?OpenElement [7] Stadt Zürich; Die Energie, die von der Sonne kommt, http://www.stadtzuerich.ch/internet/ewz/home/produkte/energieprodukte/oekostrom/premium_sola r.html [8] Skotte A; Nyt under solen http://www.ke.dk/pls/portal/docs/page/ke_privat/01_07_publikationer /01_07_01_BYENS_ENERGI/WWW_KE_BYENS_ENERGI.PDF, 2/2004, www. ke.dk [9] Mastervolt; Solar inverters, http://2006.mastervolt.com/product.asp?id=772&rd=vndem [10] SMA; Sunny Boy, http://www2.sma.de/de/solartechnik/produkte/solarwechselrichter/sunnyboy/index.html [11] Gustafsson R; Nätanslutning av solceller, Elforsk seminarium i Uppsala 2005-05-26 [12] EkoSol, http://www.ekosol.se/ [13] PVSYST, software for photovoltaic systems, http://www.unige.ch/cuepe/pvsyst/pvsyst/index.php [14] Energimyndigheten; Nätnyttomodellen ett effektivt verktyg för skäliga tariffer, http://www.stem.se/web/stemex01swe.nsf/f_pregen01?readform&menusel ect=208715fcdc419684c1256f8d003ec71c [15] U.S. Department of Energy; Net Metering Policies http://www.eere.energy.gov/greenpower/markets/netmetering.shtml, [16] State Environmental Resource Center Madison, Wisconsin; Net Metering http://www.serconline.org/netmetering/index.html 22