Prismodeller för egenproduktion av el

Prismodeller för egenproduktion av el Elforsk rapport 13:40 Emma Eriksson Peter Fritz Jakob Helbrink April 2013 Martin Lagerholm Magnus Lindén

Prismodeller för egenproduktion av el Elforsk rapport 13:40 Emma Eriksson Peter Fritz Jakob Helbrink April 2013 Martin Lagerholm Magnus Lindén

Förord Syftet med Smart Grids programmet är att samordna elbranschens utvecklingsaktiviteter för framtida intelligenta elnät inom området Överföring & Distribution. Som en följd av samhällets anpassning för att minska klimatpåverkan är intresset för att utveckla elsystemet i riktning mot nya produktions- och förbrukningsmönster stort. Smart Grids möter efterfrågan på framtidens elnät genom att göra det möjligt att mäta tillståndet i elnätet. Utav den erhållna informationen, ska det sedan gå att detaljstyra elflödet samt utbyta information med prisaktörer. Nyttan av ett smart elnät är uppenbart och fördelar kan återfinnas hos alla aktörer. Kundnytta - Bättre tillförlitlighet, information av ev. elavbrott samt billigare elleveranser. Internnytta - Nätägare och elhandlare kan utföra många av sina funktioner (reparationer, underhåll, spänningsstyrning, identifiering av bortkopplade kunder och lägre kostnader för eventuella investeringar) betydligt mer effektivt. Samhällsnytta - På systemnivå märks skillnaden i en förändrad produktion och ett annorlunda konsumtionsmönster. Dessutom bidrar Smart Grids med en minskad miljöpåverkan och lägre överföringsförluster. Smart Grids programmets programstyrelse består av följande ledamöter: Peter Söderström, Vattenfall Eldistribution AB (ordförande) Göran Ericsson, Svenska Kraftnät (v.ordf) Christer Bergerland, Fortum Distribution AB Martin Sandin, Göteborg Energi AB Rolf Gustafsson, Mälarenergi AB Susann Persson, Jämtkraft AB Mikael Arvidsson, HEM Nät AB Anders Johansson, SABO AB Claudio Marchetti, ABB AB Ingvar Hagman, Ericsson AB Anders Trana, Telia Sonera AB Anders Bülund, Trafikverket Hannes Schmied, NCC AB Linda Karlsson, Siemens AB Lawrence Jones, Alstom AB Matz Tapper, Svensk Energi (adjungerad) Monika Adsten, Elforsk AB (adjungerad) Susanne Olausson, Elforsk AB (programansvarig)

Följande bolag har deltagit som finansiärer av projektet. Elforsk framför ett stort tack till samtliga företag för värdefulla insatser. Svenska Kraftnät Sandviken Energi Elnät AB Vattenfall Eldistribution AB Trollhättan Energi Elnät AB Göteborg Energi AB Fortum Distribution AB Skellefteå Kraft AB Borås Elnät AB Mälarenergi Elnät AB Landskrona Stad Jämtkraft AB Ericsson AB Umeå Energi Elnät AB SABO Öresundskraft AB Combitech AB Jönköping Energi Nät AB NCC Construction Sverige AB Gävle Energi AB ABB AB Eskilstuna Energi & Miljö AB TeliaSonera AB Sundsvall Elnät AB Trafikverket Härjeåns Nät AB Halmstad Energi & Miljö Nät AB Siemens Falu Elnät AB Elverket Vallentuna AB Borlänge Energi Alstom AB Basprojektet Stockholm i april 2013 Susanne Olausson Elforsk AB Programområde Överföring och Distribution

Sammanfattning Lönsamheten vid egenproduktion av solel har beräknats för fyra typkunder på fyra geografiska platser i Sverige. Beräkningarna har gjorts för fem olika ersättningsmodeller. Förväntad nettoproduktion har erhållits genom att typkundernas förbrukning och förväntade produktion på timbasis under den analyserade perioden har beräknats. Investeringen antas ske år 2015 och förväntad livslängd är 25 år. Till grund för intäktsberäkningen ligger Swecos elprisprognoser. I huvudalternativet har beräkningar genomförts med investeringskostnader för solel i Tyskland. Två känslighetsanalyser har genomförts en med aktuella investeringskostnader i Sverige vilka är högre än de tyska, och en med de tyska priserna samt 40 procent investeringsstöd. De beräkningar som genomförts visar att lönsamheten vid en investering i egenproduktion med solceller i Sverige utan särskilt investeringsstöd och med dagens investeringskostnader är låg eller obefintlig. Används istället investeringskostnaderna på den tyska marknaden blir kalkylen mera gynnsam. Två modeller av nettodebitering har analyserats, månadsvis och årsvis kvittning. Avkastningen, definierad som internräntan, vid dessa prismodeller uppgår i huvudalternativet till 2-5 procent. Årsvis avräkning ger i genomsnitt 0,4 procentenheter högre avkastning än den månadsvisa avräkningen. En prismodell baseras på feed-in-tariff, d v s en garanterad ersättning per producerad kwh, som har antagits uppgå till 1,30 kronor. Med denna modell har en extra elmätare antagits vara nödvändig. För en elförbrukare i villa uppgår avkastningen i huvudalternativet till 1-3 procent med denna prismodell medan en elförbrukare i lägenhet inte når tillräcklig produktion för att täcka kostnad för en elmätare. Lönsamheten har även beräknats för två varianter av marknadsbaserad ersättning, där egenproducenten erhåller ersättning för el, nätnytta samt elcertifikat för sin inmatade produktion. Beräkning har genomförts med och utan årsvis kvittning av elskatt. Med årsvis kvittning av elskatt uppgår avkastningen i huvudalternativet till 2-5 procent för en elförbrukare i villa eller lägenhet. Lönsamheten är betydligt högre i södra än i norra Sverige, dels beroende på högre solinstrålning, dels beroende på skillnader i elskatt. Med undantag för feed-in-tariffen innebär samtliga prismodeller högre lönsamhet för typkunderna villa, lägenhet och flerbostadshus än för typkunden kontor. Anledningen är att kostnadsbesparingen vid minskade elinköp är större för privatpersoner och momspliktiga fastighetsägare då dessa saknar möjlighet att kvitta ingående mot utgående moms. Osäkerheten i lönsamhetskalkylerna är relativt stor. När det gäller uppnådd kostnadsbesparing och eventuella intäkt som erhålls vid produktion påverkas den såväl av spotpriset på el som nättariffens utformning och storlek samt skatteregler. Avgörande betydelse för lönsamheten får även kostnadsutvecklingen för solcellsanläggningar de närmaste åren. För rimlig lönsamhet krävs även att installationskostnaden för solcellsanläggningar i Sverige närmar sig den i Tyskland, vilket sannolikt skulle kräva att en massmarknad för solel skapas även i Sverige. De prismodeller som analyserats får olika konsekvenser för elmarknaden och dess funktion. Ett bekymmer med nettodebitering på månads- och årsbasis är att modellen svårligen kan kombineras med timmätning och debitering. Det

innebär att nettodebitering skulle kunna äventyra de positiva effekter för elmarknaden som timmätning förväntas medföra, d v s mer aktiva konsumenter och en ökad efterfrågeflexibilitet. Ett alternativ till nettodebitering på månads- eller årsbasis som inte skulle innebära någon konflikt med timmätning är en marknadsbaserad prismodell med årsvis kvittning av elskatt. Beräkningarna visar att den modellen skulle innebära marginellt sämre lönsamhet för en privat egenproducent än nettodebitering. För att denna prismodell ska vara genomförbar krävs dels att andelar av elcertifikat kan hanteras, dels att rutiner för kvittning av elskatt och moms etableras. Särskilt hanteringen av andelar av elcertifikat skulle kräva betydande förändringar av nuvarande regelverk.

Innehåll 1 Inledning 1 1.1 Bakgrund... 1 1.2 Syfte... 1 1.3 Definitioner... 2 1.4 Metod och avgränsningar... 2 2 Egenproduktion av el 3 2.1 Tekniska alternativ... 3 2.1.1 Småskalig vindkraft... 3 2.1.2 Mikrokraftvärme... 3 2.1.3 Solel... 3 2.1.4 Val av teknik för kvantitativ analys... 4 2.1.5 Egenproduktion i Sverige... 4 2.2 Situationen i andra länder... 5 2.2.1 Tyskland... 5 2.2.2 Danmark... 8 2.2.3 Nederländerna... 10 2.2.4 Belgien... 10 2.3 Nettodebitering... 11 2.4 Prismodeller... 11 2.4.1 Nettodebitering på månads- och årsbasis... 12 2.4.2 Feed-in tariff... 12 2.4.3 Marknadsersättning... 12 2.4.4 Marknadsersättning samt kvittning av elskatt... 12 2.5 Analyserade kundkategorier... 12 2.5.1 Flerbostadshus... 16 2.5.2 Lägenhet... 16 2.5.3 Kontorslokal... 17 2.5.4 Fristående villa med bergvärme... 18 2.6 Potentiell produktion... 19 2.6.1 Produktion, brutto- samt nettolast per kund... 21 2.7 Efterfrågeprognos... 24 3 Lönsamhetskalkyl 26 3.1 3.1 Inledning... 26 3.1.1 Beräkningsmodell... 26 3.2 3.2 Förutsättningar... 26 3.2.1 Investeringskostnad... 26 3.2.2 Intäkter och kostnader... 27 3.2.3 Övriga antaganden... 29 3.3 Resultat huvudalternativet... 30 3.3.1 Lönsamhet... 30 3.3.2 Kommentarer till resultat och känslighetsanalyser... 32 4 Samhällsekonomiska analyser 35 4.1 Energi- och klimatmål... 35 4.2 Motiv till att förändra regelverket... 36 4.2.1 Underlätta för aktörerna... 37 4.2.2 Likställa egenproduktion med annan förnybar produktion... 37 4.2.3 Ytterligare stöd till egenproduktion... 38 4.3 Utvärdering av prismodellerna... 38 4.3.1 Nettodebitering... 39 4.3.2 Feed-in-tariffer... 40 4.3.3 Marknadsersättning... 42

4.3.4 Marknadsersättning och kvittning av energiskatt... 43 5 Slutsatser och diskussion 45 6 Förslag till vidare studier 46 7 Bilagor 47 7.1 Bilaga 1 Förbrukning, nettoförbrukning samt produktion per månad, område Fristående villa... 47 7.2 Bilaga 2. Förbrukning, nettoförbrukning samt produktion per månad, område flerbostadshus... 49 7.3 Bilaga 3 Förbrukning, nettoförbrukning samt produktion per månad, område kontorslokal... 51 7.4 Bilaga 4 Förbrukning, nettoförbrukning samt produktion per månad, område, typkund Lägenhet... 53 7.5 Bilaga 5 Förbrukning, nettoförbrukning samt produktion per år, område samt typkund... 55 7.6 Bilaga 6 Lönsamhetskalkyler, internränta, huvudalternativet tyska priser... 56 7.7 Bilaga 7 Lönsamhetskalkyler, internränta, känslighetsanalys med investeringskostnad 24 SEK/Wp inklusive moms... 58

1 Inledning 1.1 Bakgrund Det finns fler drivkrafter bakom utvecklingen av smarta nät i Europa. En drivkraft är regelverket för minskade koldioxidutsläpp och energieffektivisering. En annan är de ändringar som krävs för att nå miljömålen, t.ex. introduktion av storskalig och småskalig förnybar elproduktion, efterfrågeflexibilitet, marknadsintegration och förbättrad driftsäkerhet. Med hjälp av smarta nät kan elproduktionen i framtiden bestå av både centraliserad och decentraliserad produktion. Smarta nät kommer också att möjliggöra ett mer aktivt deltagande av slutkunder på elmarknaden och förstärka deras position. Fördelarna som kan knytas till en ökad efterfrågeflexibilitet är många och inbegriper alla marknadens aktörer. Elanvändare kommer även att kunna vara en integrerad del av eldistributionen som egenproducenter eller erbjuda systemtjänster. Dock råder det idag osäkerhet kring investeringsbehovet gällande infrastruktur samt vilka marknadsmodeller som är möjliga att använda, samt det politiska ramverk som behövs för att stödja utvecklingen mot smartare nät och egenproduktion av el. Småskalig elproduktion är en fråga som är högaktuell i Europa. I Tyskland har införandet av förmånliga så kallade feed-in-tariffer medför att den installerade produktions-kapaciteten i solcellsanläggningar ökat betydligt snabbare än förväntat. Av denna anledning de ursprungliga feed-in-tarifferna sänkts betydligt. Även i Danmark märks ett ökande intresse från privatpersoner och hushåll för egenproducerad el, i synnerhet från solceller. På senare tid har det diskuterats hur aktuell lagstiftning ska förändras för att främja småskalig elproduktion. Bland annat har det föreslagits att nettodebitering ska införas vid sådan produktion. Det skulle öka lönsamheten för egen produktion och egenproducenten skulle även ges möjlighet att teckna avtal med en elhandlare om att sälja det producerade överskottet. Egenproducenten skulle således ges möjlighet att lagra el i nätet och debiteras av nätägaren enbart för nettoförbrukningen. 1.2 Syfte Rapportens syfte är att bidra till ökat förståelse om egenproduktionens potentiella betydelse för framtidens elmarknad samt de marknadsmodeller och regelverk som skulle möjliggöra utvecklingen av relaterade affärsmodeller. Rapportens syfte är att ge en tydlig beskrivning av lönsamheten vid investering i egenproduktion för olika kundkategorier vid olika prismodeller. 1

1.3 Definitioner Denna rapport behandlar egenproduktion av el. Med egenproduktion avses här produktion som i första hand används för att minska den egna elanvändningen, och således sker i anslutning till förbrukning. Den definition av egenproduktion som används utgår från Ellagen, enligt vilken en elanvändare med ett säkringsabonnemang om högst 63 ampere och en inmatad effekt om högst 43,5 kw inte ska betala någon avgift för inmatningen. En förutsättning är att inmatningen till elnätet under ett kalenderår understiger uttaget. Med begreppet nettodebitering avses här det faktum att elproducenten belastas med kostnader endast för den nettovolym el som förbrukas. Vilka komponenter som omfattas av nettodebitering beskrivs i i anslutning till föreslagna ersättningsmodeller. Med fullasttimmar avses den totala energimängd en produktionsanläggning producerar dividerat med dess effekt. 1000 fullasttimmar motsvarar således en årlig produktion motsvarande 1000 timmar med maximal effekt. Begreppet egenproduktion är snarlikt mikroproduktion, som avser småskalig produktion och i likhet med egenproduktion normalt sker syftar till att täcka producentens eget behov av el. I lönsamhetskalkylerna har internräntan beräknats, den räntesats en investering avkastar. Internräntan kan användas för att jämföra olika investeringars lönsamhet sinsemellan. 1.4 Metod och avgränsningar För att beräkna lönsamheten vid egenproduktion av el har fyra typkunder definierats. Typkundernas prognostiserade förbrukning och produktion vid en antagen installerad produktionskapacitet har använts. Såväl förbrukning som produktion har beräknats på timbasis. Till grund för förbrukningsprognosen ligger dels faktiska mätserier på timbasis för ett jämförelseobjekt per typkund. Produktionsprognosen har beräknats med hjälp av data som beskriver faktisk solinstrålning vid tre olika mätpunkter. För att beräkna lönsamheten har en förväntad installationskostnad år 2015 använts liksom prognostiserade elpriser. Lönsamheten har beräknats för fem olika prismodeller, varav två baseras på så kallade nettodebitering, en på en fast ersättning för producerad el en så kallad feed-in-tariff eller inmatningstariff, och två baseras på marknadsbaserad ersättning för inmatad el. Lönsamhetskalkylerna har genomförts genom beräkning av internränta. Rapporten har avgränsats till solceller, vilket innebär att inga andra produktionsslag har beaktats i lönsamhetskalkylerna. 2

2 Egenproduktion av el Av de teknikalternativ för egenproduktion som står till buds har solel hittills visat sig mest konkurrenskraftigt internationellt. Även i Sverige framstår solel som den teknik som har bäst förutsättningar för en snabb utbyggnad de närmaste åren. 2.1 Tekniska alternativ 2.1.1 Småskalig vindkraft Vindkraften är ett av de produktionsslag som vuxit snabbast i Europa de senaste fem åren. Priserna per installerad kw har sedan länge uppvisat en sjunkande trend. Dels har den tekniska utvecklingen sänkt kostnaden per installerad kw, dels har den genomsnittliga turbinstorleken ökat betydligt vilket också sänkt kostnaden. Vissa försök med småskalig vindkraft, definierad som vindkraft med en effekt som betydligt understiger aktuell standardstorlek på vindkraftverk, har genomförts. Bland annat har sådana kraftverk monterats på bostads- och kontorsbyggnader. Vissa frågetecken kring störningar i form av ljud och vibrationer kvarstår dock. Ur ett kostnadsperspektiv kan småskalig vindkraft också ifrågasättas mot bakgrund av den tydliga skalekonomin i vindkraften. Ju större turbin, desto lägre kostnad per installerad kw. Antalet drifttimmar är normalt också betydligt mindre med småskaliga turbiner, samtidigt som vindlägen på eller i närheten av byggnader kan vara sämre. 2.1.2 Mikrokraftvärme På senare år har flera tekniska lösningar för småskalig kraftvärme, så kallad mikrokraftvärme, presenterats. Sådana lösningar riktar sig typiskt till villakunder eller förbrukare med större värmepannor, exempelvis lantbruk. Mikrokraftvärme innebär att en värmepanna kompletteras med en elgenerator, för att därigenom generera både värme och el. Tekniken befinner sig ännu på ett tidigt kommersiellt stadium, och bedöms knappast få något större genomslag den närmaste tiden. 2.1.3 Solel Tack vare en snabb kostnadsminskning i kombination med frikostiga subventioner de senaste åren har utbyggnaden av solceller i Europa varit mycket snabb. Kostnadsminskningen är delvis en följd av att aggressiva asiatiska tillverkare, inte minst kinesiska, har etablerat sig på världsmarknaden. Gynnsamma statliga subventioner för egenproducenter, bland annat i Tyskland och Italien, har bidragit till att tekniken på några få år fått ett betydande genomslag i stora delar Europa. Ur en egenproducents perspektiv kan det konstateras att skalfördelarna med stora 3

solcellsanläggningar är relativt begränsade. Kostnaden för småskalig solel är jämförbar med den för storskalig. En annan fördel med denna teknik är att produktionen kan förläggas till områden med hög last såsom städer och villaområden. Produktionen är också relativt väl korrelerad med den dygnbaserade lastkurvan. Installation av solel är enkel, och elproduktionen ger inte heller några påtagliga störningseffekter i form av ljud eller vibrationer. 2.1.4 Val av teknik för kvantitativ analys Den kvantitativa analysen inom ramen för detta projekt har avgränsats till att omfatta ett teknikalternativ. El från solceller, vindkraft och mikrokraftvärme har övervägts. Mot bakgrund av högst begränsade störningar, enkel installation, en snabb kostnadsminskning samt de begränsningar som finns avseende konkurrerande teknikalternativ, har solel antagits vara det produktionsslag som har bäst förutsättningar att få brett genomslag inom svensk egenproduktion. 2.1.5 Egenproduktion i Sverige Den egenproduktion som är aktuell i Sverige är framförallt el från solceller och el från småskalig vindkraft. Fram till och med år 2011 var den sammanlagda solcellseffekten i Sverige 15,75 MW. Intresset för solceller ökar och kostnaderna för solcellspaneler minskar kontinuerligt vilket leder till att det blir allt mer attraktivt att investera i tekniken. Den som väljer att investera i solceller har möjlighet att ansöka om ett stöd för solcellsinstallationen. Företag och privatpersoner som investerar i elnätsanslutna solcellssystem kan söka stödet och kan få bidrag på 45 procent av arbete och material vid solcellsinstallationen. Maximalt bidrag är 1,5 miljoner kronor per byggnad. Stödet gäller till och med 2012 och för år 2012 avsattes 60 miljoner kronor. 1 För åren 2013-2016 finns en ny förordning och regeringen har avsatt 210 miljoner kronor för stöd till solceller. Nivån på stödet har sänkts och är från den 1 februari maximalt 35 procent av investeringskostnaden och taket har sänkts till 1,2 miljoner kronor. 2 En egenproducent som installerar solceller måste anmäla detta till sitt elnätbolag. För att erhålla ersättning för den el som produceras men som producenten själv inte konsumerar krävs en mätare som ger timvärden på levererad el. Elnätsbolagen står för ett eventuellt mätarbyte för små kunder som totalt sett använder mer el under året än vad de producerar med anläggningar under 63 ampere och 43,5 kilowatt. 3 Ersättning för överskottsel kan fås från elleverantörer och även en del nätägare. Varken elleverantörer eller nätägare är skyldiga att ge ersättning för inmatad el men idag erbjuder allt fler den tjänsten. 1 www.energimyndigheten.se 2012-10-30 2 www.energimyndigheten.se 2013-02-21 3 www.energimyndigheten.se 2012-10-30 4

En studie genomfördes år 2011, Elhandelsföretagens syn på handel med solel, där elhandelsföretagen fick ge sin syn på handel med solel. I studien kartlades den ersättning som vid tidpunkten var möjlig att erhålla för överskottsel. Den vanligaste ersättningsformen för el inmatad till elnätet var Nord Pools spotpris med avdrag. I några fall utgick Nord Pools spotpris utan avdrag. Ett elhandelsföretag erbjöd ersättning i nivå med full nettodebitering av det rörliga priset för köpt el. Ett annat elhandelsföretag betalade ett fast pris som är detsamma som det rörliga elhandelspriset för köpt el, inklusive energiskatt och moms men exklusive elnätspriset. De bästa villkoren som vid tidpunkten kunde uppnås förutom ovan nämnda exempel var Nord Pool spotpris per timme utan avdrag i kombination med att elhandelsföretaget även köpte elcertifikat och ursprungsgarantier. 4 Efter studien har allt fler elleverantörer och nätägare börjat erbjuda ersättning för inmatad överskottsel. 2.2 Situationen i andra länder 2.2.1 Tyskland I Tyskland används bland annat feed-in-tariffer för att öka andelen förnybar el. Detta regleras i Act on granting priority to renewable energy sources the Renewable Energy Sources Act (EEG). Regleringen gäller för energi från förnybara energikällor vilket inkluderar; vattenkraft, vindkraft, solenergi och geotermisk energi från biomassa. 5 EEG instiftades år 2000 och har nu gått in i sin tredje fas. I takt med att tekniken för solceller har blivit billigare har Tyskland reviderat feed-in-tarifferna för solel kontinuerligt genom att anpassa och minska ersättningsnivåerna efter investeringskostnader och hur mycket kapacitet som har installerats. EEG uppdateras kontinuerligt och den senaste revisionen gjordes 29 juni 2012. 6 När en anslutning av en förnybar energikälla görs i Tyskland garanteras ersättning via en feed-in-tariff under en period av 20 år. Ersättningsnivån beror på storlek på anläggningen, produktionsslag, installationsår och för solel om det är en fristående- eller takanläggning. 7 Som exempel kan nämnas att tariffen för solcellsanläggningar byggda på eller i anslutning till byggnader under perioden 1-30 april 2012 uppgick till mellan 13,5 och 19,5 cent/kwh. Tariffens storlek avgörs av storleken på 4 Elforsk rapport 11:28, Elhandelsföretagens syn på handel med solel 5 Act on granting priority to renewable energy sources (Renewable Energy Sources Act EEG) 2012 6 Deutsche Bank Group DB Climate Change Advisors, 2012, The German Feed-in Tariff: Recent Policy Changes. 7 Federal Ministry for the Environment, Nature Conservation and Nuclear Safety http://www.erneuerbare-energien.de/english/renewable_energy/solar_energy 5

installationen. För en fristående installation uppgick feed-in-tariffen till mellan 21,11 22,07. 8 I och med den senaste uppdateringen av EEG kommer tarifferna nu att minska successivt för nya anslutningar. För majoriteten av de förnybara energislagen kommer detta att gälla anslutningar som görs efter januari år 2013 men för vissa är det senare och för solenergi är det tidigare. 9 Regleringen som gäller solceller orsakade diskussioner vilket resulterade att beslut om detta flyttades fram och i juni 2012 kom ett tillägg till EEG. Tillägget innefattar endast solceller. Samtliga som ansluter en anläggning till elnätet kommer som tidigare bli garanterad en feed-in-tariff under en period på 20 år. Feed-in-tariffen kommer att revideras kontinuerligt. Hur mycket feed-intariffen revideras beror på installerad kapacitet som har gjorts under föregående avräkningsperiod (som varierar). Se tabell nedan för installationsökning samt revisionskoefficienter. Tabell 1 Revisonskoefficienter för feed-in-tariffer i Tyskland under fas 3b-c Installerad kapacitet under tidigare tolvmånadersperiod > 7 500 2,8 > 6 500 2,5 > 5 500 2,2 > 4 500 1,8 > 3 500 1,4 2 500 3 500 (standardnivå) 1 < 2 500 0,75 < 2 000 0,5 < 1 500 0 < 1 000-0,5 Revideringskoefficient [%] Källa: Deutsche Bank Group DB Climate Change Advisors, 2012, The German Feed-in Tariff: Recent Policy Changes Generellt så gäller att mer kapacitetsökning ger en större sänkning av feedin-tariffen. Standardnivån som tariffen kommer att sänkas, d v s om årlig ökning av installerad kapacitet är mellan 2500 och 3500 MW) är 1 procent per revisionstillfälle. Installeras det istället mindre än 1000 MW kommer feed-intariffen att höjas. I tabell 2 visas ett exempel på hur tariffen såg ut när den antogs i juni 2012. 8 Deutsche Bank Group DB Climate Change Advisors, 2012, The German Feed-in Tariff: Recent Policy Changes. 9 Act on granting priority to renewable energy sources (Renewable Energy Sources Act EEG) 2012 6

Tabell 2 Exempel på stöd till solceller i Tyskland under perioden 1-30 april 2012 Anläggning på byggnader, ct/kwh <10 kw 10-40 kw 40-1000 kw 1-10 MW 19,5 18,5 16,5 13,5 Fristående anläggning, ct/kwh 21,11 22,07 Källa: Deutsche Bank Group DB Climate Change Advisors, 2012, The German Feed-in Tariff: Recent Policy Changes Däremot kommer feed-in-tariffen minska successivt för att hålla installationerna av solceller på en önskvärd nivå 2500-3500 MW per år. Fas tre är uppdelad i tre mindre faser, hädanefter refererar vi till dessa som fas 3a, 3b samt 3c. Under fas 3a (1 maj 2012 31 oktober 2012) sker en successiv minskning av feed-in- tariffen med 1 % per månad. Ackumulerat så blir det ca 6 procents minskning av feed-in- tariffen under fas 3a. Fas 3b (1 november 2012 31 juli 2013) är den första perioden som inkluderar en revision av feed-in-tariffen baserad enbart på tidigare avräkningsperiods ökning av installerad kapacitet. Under 3b kommer initialt den installerade kapaciteten under perioden juli 2012 september 2012 (3 månader) att extrapoleras för att bestämma revisionen av feed-in-tariffen. Den 1 februari 2013 kommer revideringen av feed-in-tariffen baseras på kapacitetsökningen under perioden juli 2012 december 2012, dvs. under totalt 6 månader. Den 1 maj 2013 kommer revideringen baseras på ökningen under 9-månadersperioden juli 2012 mars 2013. Fas 3c (1 augusti 2013 installerad kapacitet överstiger 52 GW) använder föregående tolvmånadersperiods installationsökning för att revidera feed-intariffen. Revisionerna kommer att ske i tremånaders-intervall under månad november, februari, maj samt augusti. Denna period kommer att fortgå till dess att den installerade kapaciteten överstiger 52 GW. Vad som sker efter 52 GW-målet är uppnått är för tillfället inte känt. När detta mål uppnås är heller inte känt, utan uppskattas att ske någon gång mellan år 2015-2021. Tysklands reglering med feed-in-tariffer har designats för att öka andelen förnybar energi och det har gett resultat. Fram till år 2011 hade Tyskland 24,82 GW installerad effekt från solcellsanläggningar som var anslutna till elnätet. Under 2011 installerades 7,5 GW. 10 Framgångsfaktorer för stödet är att det har gett potentiella investerare i förnybar energi transparens, säkerhet 10 International Energy Agency (IEA), 2012, Trends in Photovoltaic applications. 7

och långsiktighet. Andelen förnybar energi uppgick till 24 procent under första halvåret av 2012. 11 Feed-in-tariffer ger upphov till stora kostnader för samhället och detta har kritiserats. Bland annat har kostnaderna som feed-in-tarifferna ger upphov till har kommit upp för diskussion på den politiska agendan med koppling till valet nästa år. Ett exempel på detta är en energi- och miljöplan som Tysklands miljöminister presenterade i augusti. I planen fastställs att stöd kommer att fortsätta att ges för att öka andelen förnybar energi men en utvärdering av EEG uppmuntras. En fråga som anses viktig att belysa är balansen mellan hur det påverkar skattebetalare och behovet att uppnå Tysklands mål inom förnybar energi. I planen lyfts det även fram att det är viktig att säkerställa att energi finns till ett rimligt pris och de lämnar det öppet för möjligheten att gå över från feed-in-tariffer till kvotsystem. 12 2.2.2 Danmark Danmark använder sig av nettoavräkning för alla former av förnybar energi från egenproduktionsanläggningar såsom solceller och små vindkraftverk upp till en effekt om 6 kw. 13 Detta regleras i Elavgiftsloven och gäller för egenproduktion för förnybar energi. Nettoavräkningen inkluderades i lagen år 1998 men gällde då bara för solcellsanläggningar. År 2010 infördes en lagändring som innebär att nettoavräkning nu inkluderar all egenproduktion från förnybar energi. 14 För egenproduktion av förnybar energi baseras avräkningsunderlaget på nettot som matas in/tas ut från nätet på årsbasis. 15 Ett krav för att avräkningen ska fungera är att en speciell mätare installeras som kan mäta det som matas in på nätet och det som tas ut. 16 Om det blir ett nettouttag vid den årliga avräkningen betalar egenproducenten för den el som har använts utöver det som har matats in på nätet. Skulle det vid avräkningen istället visa sig att det har matats in mer el än vad som har tagits ut kommer egenproducenten att få ersättning för överskottsproduktionen. Ersättningen som utgår är då 60 danska öre/kwh de första tio åren och därefter 40 danska öre/kwh för de efterföljande tio åren för solceller och 60 danska ören/kwh för vindkraftsverk. 17 11 Deutsche Bank Group DB Climate Change Advisors, 2012, The German Feed-in Tariff: Recent Policy Changes. 12 Deutsche Bank Group DB Climate Change Advisors, 2012, The German Feed-in Tariff: Recent Policy Changes. 13 Energinet. DK http://www.energinet.dk/da/el/solceller-og-andre-ve-anlaeg/ 2012-10-26 14 Energitilsynet, 2012, UDKAST Analyse af konkurrencen på detailmarkedet for el. 15 Energinet.DK, Dok. 27582/10, Sag 10/4107, Retningslinjer for nettoafregning af egenproducenter 16 Energitilsynet, 2012, UDKAST Analyse af konkurrencen på detailmarkedet for el. 17 Energinet.DK http://www.energinet.dk/da/el/solceller-og-andre-veanlaeg/privat/sider/udbetaling-og-overskudsproduktion.aspx 2012-10-26 8

Nettoavräkningsregleringen ger incitament för investering i egenproduktion såsom solel eftersom producenten minskar sin kostnad för inköpt el om den producerade elen minskar behovet av köpt el. Mest sparar de egenproducenter som har anpassat sin anläggning till sin årliga användning av el och som inte producerar mer än de använder. Exempelvis kan ett hushåll som konsumerar 4000 kwh och producerar lika mycket spara upp till 8000 kr om året. 18 Men det finns även andra faktorer som har spelat in i den kraftiga ökning av solceller som har skett i Danmark. En är att priset på solcellspaneler har fallit kraftigt tack vare den snabba tekniska utvecklingen inom området. En annan faktor är det stigande elpriset har lett till att det blir lönsammare att producera sin egen el. En villaägare har även rätt till en skattereduktion vid installation av solceller som kan uppgå till 7000 DKK. Det finns även ett alternativ till ovanstående skattereduktion som innebär att den som installerar en ny anläggning kan göra en utökad deklaration och registrera anläggningen som företagsbeskattad. 19 I slutet av 2011 hade Danmark (inklusive Grönland) cirka 17 MW installerade solceller. Sedan 2010 innebär det en ökning med 9 MW. Det är framförallt solcellspaneler på bostadshus som har ökat. 20 Det senaste året har det skett en kraftig ökning och i september 2012 var cirka 120 MW installerad effekt från solceller. Fortsätter installationstakten kommer Danmark att ha uppnått sitt mål till 2020 om en installerad effekt på 200 MW redan till årsskiftet år 2012. 21 Den ökade installationen av solceller har lett till minskad primärenergianvändning i Danmark och därmed har installationerna av solceller bidragit till att nå mål på EU-nivå inom energieffektiviseringsdirektivet. De som investerar i solceller blir även mer medvetna om sin elanvändning och i och med nettodebitering får de en anledning till att hålla tillbaka konsumtionen. 22 Förändringar i det danska regelverket har diskuterats. 23 Eftersom nettoavräkningen innebär en kvittning på årsbasis kan detta system bli svårt att kombinera med timdebitering. Om det endast är möjligt att kvitta produktion timme för timme försvinner en stor del av de ekonomiska incitamenten för investering i egenproduktion. Att kvittningen sker på årsbasis försvårar för egenproducenter att reagera på timpriset på el och flytta användningen av el till när elen är billig. Detta leder till minskad potentiell efterfrågeflexibilitet om timmätning införs. I och med att allt fler investerar i egenproduktion ökar också andelen kunder som inte kommer kunna timdebiteras och använda sig av tidsdifferentierade tariffer om det 18 Energitilsynet, 2012, UDKAST Analyse af konkurrencen på detailmarkedet for el. 19 Dansk Energi http://www.danskenergi.dk/analyse/analyser/solcelle_boom.aspx 2012-10-26 20 International Energy Agency (IEA), 2012, Trends in Photovoltaic applications. 21 Montel 22 Dansk Solcelleforening, TEKNIQ, VEbyg, DS Håndvaerk og Industri, 2012, Solceller energibesparelse og samfundsekonomi. 23 Dansk Energi http://www.danskenergi.dk/aktuelt/arkiv/2012/oktober/12_10_26b.aspx 2012-10-26 9

införs. 24 Sedan november 2012 har ett nytt regelverk för nettoavräkning för egenproducenter av el etablerats i Danmark. 25 Beroende bland annat på hur produktionen är ansluten till elnätet, producentens klassificering och avräkningsperiod gäller olika regler för den ersättning producenten erhåller. 2.2.3 Nederländerna Nederländerna använder sig av nettodebitering för att hantera den överskottsel som produceras från små solcellsproducenter. Nettodebitering har varit tillåtet sedan år 2004 men tidigare endast för en produktion om max 3000 kwh per år. Överskridande av denna gräns medförde att rätten till nettodebitering det året förverkades. År 2011 ändrades regleringen för nettodebitering och gränsen har höjts till 5000 kwh, och även vid högre produktion än så får egenproducenten tillämpa nettodebitering. Till och med år 2011 hade 131 MW solceller installerats i Nederländerna 43 MW installerades under år 2011. De nederländska tillverkarna av solceller har tidigare stått sig bra i den internationella konkurrensen tack vare hög teknisk nivå. Under 2010 och 2011 har däremot konkurrensen från Asien ökat vilket har skapat utmaningar för tillverkarna. De koncentrerar sig nu på ännu mer högeffektiv teknik. 26 2.2.4 Belgien I Belgien stöds produktion från förnybar energi framförallt genom ett kvotsystem som är baserat på handel med certifikat. I Belgien regleras energi både på nationell och på regional nivå; Flandern, Vallonien och Stor-Bryssel. För egenproduktion använder sig Belgien av nettodebitering på årsbasis. Reglering för nettodebitering hanteras på regional nivå. I Stor-Bryssel har producenter med anläggningar under 5 kw rätt till nettodebitering, i Flandern finns en gräns för anläggningar vid 10 kw och i Vallonien är gränsen satt till 10 kva. 27 Fram till 2011 hade 2 GW solcellskapacitet installerats. Under år 2010 installerades cirka 421 MW och under 2011 installerades 963 MW. Stödsystemen för solceller förväntas minska drastiskt under år 2012. 28 24 Energitilsynet, 2012, UDKAST Analyse af konkurrencen på detailmarkedet for el. 25 http://energinet.dk/sitecollectiondocuments/danske%20dokumenter/el/retningslinjer %20for%20nettoafregning%20af%20egenproducenter.pdf 26 International Energy Agency (IEA), 2012, National Survey Report of PV Power Applications in The Netherlands. 27 European Commission Legal Sorces on Renewable Energy http://www.reslegal.eu/search-by-country/belgium/ 2012-10-29 28 International Energy Agency (IEA), 2012, Trends in Photovoltaic applications. 10

2.3 Nettodebitering För att öka lönsamheten vid egenproduktion av el har regler för nettodebitering även i Sverige utretts och diskuterats de senaste åren. Med regler för nettodebitering belastas elproducenten med kostnader endast för den nettovolym el som förbrukas. Vilka komponenter som omfattas av så kallad nettodebitering skulle teoretiskt kunna variera, men i debatten har ofta samtliga rörliga komponenter i det pris en kund betalar för sin el avsetts. Nettodebitering blir intressant först då en egenproducent matar in en på elnätet, och således bidrar med en produktionsvolym som överstiger den egna förbrukningen under en period. 2.4 Prismodeller Fem olika prismodeller för egenproduktion analyseras i denna rapport. Av dessa bygger två modeller på nettodebitering, en innebär en så kallad inmatningstariff eller feed-in-tariff, och två omfattar marknadsbaserad ersättning, varav en dessutom inkluderar kvittning av elskatt. Prismodeller 1a 1b Tabell 3 Analyserade prismodeller 2 Feed-in-tariff Nettodebitering på månadsbasis Nettodebitering på årsbasis 3 Marknadsersättning Marknadsersättning samt nettodebitering 4 av energiskatt Det som framför allt skiljer prismodellerna åt är ersättningen för den el som matas in på elnätet. Modell 2 antas förutsätta en egen inmatningspunkt till nätet och egen mätare. Det innebär att producenten erhåller en fast ersättning per producerad kwh oavsett om elen täcker egen förbrukning eller inte. I övriga modeller utgörs investeringens nytta för producenten dels av el som produceras för att täcka egen förbrukning, dels av ersättning för el som överstiger den egna förbrukningen och således matas in på elnätet. När det gäller köpt el antas nettodebitering på årsbasis innebära att avräkning och debitering sker årsvis, vilket således innebär att ett årspris betalas. I övriga prismodeller har ett månadsviktat pris på köpt el använts. Med ett ökande intresse för timmätning och timdebitering kan timbaserade priser visserligen antas bli vanligare, men månadsviktade priser har antagits vara tillräckligt rättvisande i sammanhanget. Viss ersättning vid inmatning av producerad el erhålls från aktuellt nätbolag, så kallad nätnytta. I modellerna 3 och 4 antas sådan ersättning utgå. I modell 2 har det antagits att denna ersättning omfattas av feed-in-tariffen. I modell 3 och 4 antas förbrukning och produktion summeras på en månatlig faktura, varvid moms antas utgå på nettoförbrukningen. Med andra ord innebär det att momsen blir en positiv komponent som typkunderna villa och 11

lägenhetskund kan tillgodoräkna sig vid inmatning till elnätet. Det kan noteras att moms enligt nuvarande regelverk inte utgår för inmatad el för en aktör som inte bedriver yrkesmässig verksamhet. 2.4.1 Nettodebitering på månads- och årsbasis I Ersättningsmodell 1, som baseras på nettodebitering, dels på månads- och dels på årsbasis, utgörs intäkten för produktion som inte matas in på elnätet av hela det rörliga pris kunden betalar. Denna kostnad utgörs av spotpris med påslag inklusive elcertifikat, den rörliga delen av nättariffen, elskatt samt moms. Den el som köps antas avräknas och debiteras på samma tidsperiod som den el som produceras, alltså på månads- respektive årsbasis. För el som matas in på elnätet antas ingen ersättning utgå då denna ersättningsmodell i sig kan anses innebära en betydande subventionering av egenproduktion. 2.4.2 Feed-in tariff I Ersättningsmodell 2, vilken baseras på en feed-in-tariff, erhålls en fast tariff per volymenhet för all producerad el, oavsett storleken på den förbrukade volymen. 2.4.3 Marknadsersättning Ersättningsmodell 3, vilken är marknadsbaserad, innebär samma intäktsberäkning som Ersättningsmodell 1 med undantag för den el som matas in på elnätet, vilken i denna modell ersätts med spotpris, elcertifikat, nätnytta och moms. 2.4.4 Marknadsersättning samt kvittning av elskatt I Ersättningsmodell 4, då elskatt kvittas, beräknas intäkten för produktion som inte matas in på elnätet på samma sätt som i Ersättningsmodell 1 och 3. Ersättning för el som matas in på elnätet antas utgöras av spotpris, elcertifikat, nätnytta, elskatt och moms. Elskatten antas avräknas på årsbasis, vilket innebär att elskatt betalas endast på nettoförbrukningen. 2.5 Analyserade kundkategorier En svensk elförbrukares last och potential för egenproduktion varierar betydligt inom landet. Lönsamheten för olika affärsmodeller kan skilja markant beroende på uttagsprofil, produktionspotential samt årsförbrukning. Olika typkunder har varierande möjligheter att installera solceller beroende på hur stor disponibel yta (tak, balkong, trädgård etc.) i rätt väderstreck som finns tillgänglig för montering av solpanel. Denna rapport inkluderar fyra olika kundkategorier på fyra olika geografiska platser. Se Figur 1 samt 2 för solinstrålning samt medeltemperatur i Sverige. 12

Figur 1 Medeltemperatur i Sverige 2011 Figur 2 Solinstrålning i Sverige Karta över medeltemperatur år 2011 i Sverige. Temperaturen skiljer markant mellan olika regioner i Sverige. Medelsolinstrålning i Sverige. Solinstrålningen skiljer markant mellan olika regioner i Sverige, vilket direkt påverkar den potentiella solelproduktionen. Solinstrålningen, och därmed förutsättningar för egenproduktion av el med solceller, varierar stort beroende på geografi. För att lönsamhetskalkylen ska ta hänsyn till olika regionala förutsättningar (last samt solinstrålning) har olika last och solinstrålning beräknats för olika delar av landet. Dessa områden benämns hädanefter som område A, B, C samt D. I Figur 3 nedan redovisas de geografiska punkter utifrån vilka dessa regioner definieras. Det skall klargöras att ytterligare variation kan uppkomma till följd av lokala förutsättningar, i litteraturen ofta benämnt mikroklimat. 29 Inverkan av lokala fenomen bortses det ifrån i denna studie, och de geografiska platserna skall endast tolkas som indikativa, likaså resultat från lönsamhetskalkyler som beräkning av förbrukning, nettoförbrukning och produktion. 29 Exempel på mikroklimat kan vara området närmast Vänern där klimatet är kustlikt med signifikant fler soltimmar under ett normalår jämfört med en plats enbart ett par mil längre inåt landet. 13

Figur 3 Geografiska områden A-D Fyra olika regioner har inkluderats i denna studie. Dessa regioner motsvarar område A-D i figuren, och de geografiska platserna redovisas i illustrationen ovan. Område D har antagits representera ett område med relativt liten elförbrukning till följd av mildare klimat) och relativt hög solinstrålning (se Figur 2 för solinstrålning). Område C är referensområde (samtliga förbrukningsprofiler härstammar från område C) har ej skalerats för last eller solinstrålning. Område A samt B är belägna längre norrut, och karaktäriseras primärt av en högre last med mindre solinstrålning framför allt under vinterhalvåret till följd av kortare dagar och en längre instrålningsvinkel. Som tidigare nämnts är fyra olika typkunder inkluderade i denna studie. För att få en bild av hur olika regionala förutsättningar (solinstrålning och förbrukning) förändrar lönsamhetskalkylen har samma grunddata använts för samtliga områden, dock något justerade för att representera varje specifikt område. De fyra typkunderna har varierats med avseende på solinstrålning samt uttagsprofil genom applicering av s.k. solinstrålningskoefficienter samt lastskoefficienter. Koefficienterna som använts är olika för last respektive solinstrålning, samt varierade per månad. Koefficienterna för solinstrålning extraherades från månadsvärden 30 och applicerades sedermera på timvärden från den ursprungliga tidsserien med solinstrålningsdata. Tidsserien med solinstrålningsdata härstammade från SMHI:s STRÅNG-modell 31, global instrålning. Dessa höll timupplösning. Se Figur 4 och 5 för applicerade lastsamt instrålningskoefficienter per område och månad. 30 http://www.solelprogrammet.se/pagefiles/328/pvpot_kjellsson.pdf?epslanguage=sv 31 http://strang.smhi.se/ 14

Figur 4 Lastkoefficienter per område och månad Lastkoefficienter Område A Område B Område C Område D 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 Omr. A: 1.07 Omr. B:1.03 Omr. C: 1.00 Omr. D: 0.95 Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Lastkoefficienter per område och månad. Lastkoefficienterna härleddes från [1] 32, och beräknades per månad så att den genomsnittliga koefficienten blev enligt textruta i figur ovan. Eftersom ursprungsdata härrör från historiska data i område C viktades alla laster utifrån denna (denna koefficient är således 1,00 för samtliga månader). Figur 5 Solinstrålningskoefficienter för typområden Solinstrålningskoefficienter Område A Område B Område C Område D 0.01 0.01 0.01 0.01 0.00 A: 0.68 B: 0.85 C: 1.00 D: 1.02 0.00 0.00 Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Solinstrålningskoefficienter för de fyra olika områdena. Det bör noteras att område A-C (Kiruna, Frösön respektive Jönköping) härstammar från visuellt 32 http://webbshop.cm.se/system/downloadresource.ashx?p=energimyndigheten&rl=de fault:/resources/permanent/static/cb57a894416649e9a161634af367d6eb/es2011_09 W.pdf sidan 33, Energimyndigheten - "Energistatistik för flerbostadshus" 15

kwh ELFORSK observerade värden medan område D är beräknad utifrån ett antaget värde (1,02) samt profil. Koefficienterna är baserade på solpanel i 45 vinkel mot horisontalplanet. De olika typkunderna är översiktligt beskrivna nedan. De primära karaktärsdragen är definierade liksom typkundens last. De olika typkunder har signifikanta skillnader i uttagsprofil samt säsongsvariation, vilket kan resultera i olika utfall i lönsamhetskalkylerna för de olika affärsmodellerna. 2.5.1 Flerbostadshus Typkund flerbostadshus avses enbart den s.k. fastighetselen. Med fastighetsel avses den el som används för att driva en fastighet, t ex belysning i gemensamma utrymmen, ventilationsfläktar samt pumpar till värmesystem. Elförbrukningen i de enskilda hushållen (lägenheter) omfattas således inte, dessa är representerade genom typkund lägenhet, se kategori nedan. Uttagsprofilen karaktäriseras genom en säsongsprofil (måttligt temperaturberoende) samt en relativt jämn last över dygnet och veckodagarna. Produktionspotentialen anses relativt god i förhållande till årsförbrukningen. Se lastkurvan över ett kalenderår i Figur 6 nedan. 14 12 10 8 Figur 6 Lastkurva för flerbostadshus Flerbostadshus 6 4 2 0 Lastkurvan för ett flerbostadshus ett kalenderår. En viss säsongsvariation kan observeras. Nämnvärt är att mätdata i figuren ovan endast hanterar heltal, vilket ger ett intryck av en diskret lastsprofil. Den ungefärliga årsförbrukningen är 39 200 kwh i område C. 2.5.2 Lägenhet Kundkategori lägenhet, som avser en enskild lägenhet i ett flerbostadshus, utgör ca 60 procent av de svenska hushållen idag. Det gör det intressant att inkludera denna typkund i denna studie, även om produktionspotentialen 16

kwh ELFORSK bedöms vara liten i förhållande till årsförbrukningen. En lägenhetskund karaktäriseras primärt av: a) Relativt litet effektuttag med små möjligheter att flytta last. Lasten är till liten del beroende av temperatur och säsong. b) Små disponibla ytor för egenproduktion. Potentialen består mestadels av s.k. balkong-el där lägenhetsinnehavaren installerar solpanel på balkongen. Relativt små produktionsvolymer och få timmar med överskottsproduktion kan förväntas. Se Figur 7 för last per timme under ett kalenderår för en lägenhet. 3,5 3 2,5 2 Figur 7 Lastkurva för lägenhet Lägenhet 1,5 1 0,5 0 Last per timme för ett kalenderår för typkund lägenhet. Observera att lasten i princip inte är temperaturberoende. Värt att notera är glappet under ca 1,5 månad under sommaren, som infaller samtidigt som egenproduktionen av el är förväntas vara som störst. Detta kan eventuellt bero på att lägenhetsinnehavarna varit bortrest under perioden. Årsförbrukningen är ungefär 3 400 kwh i område C. 2.5.3 Kontorslokal Typkunden kontorslokal har primärt last under kontorstid. Övrig tid antas lasten vara markant lägre. Produktionspotentialen antas vara relativt god med en icke obetydlig disponibel takarea. En typkund i kategorin kontorslokal definieras primärt av: a) Merparten av lasten sker vardagar under kontorstid. Under nätter, helger och högtider antas lasten vara liten. b) Relativt stor årsförbrukning relativt produktionspotentialen. c) Temperaturberoendet är lågt. 17

kwh ELFORSK d) Kylbehovet under varma sommardagar kan vara betydande. Se lastkurva för typkund kontorslokal under ett kalenderår i Figur 8 nedan. 12 10 8 6 Figur 8 Lastkurva för kontorslokal Kontorslokal 4 2 0 Förbrukning per timme under ett kalenderår för typkund kontorslokal. Uttagsprofilen karaktäriseras primärt av att förbrukningen sker under kontorstid på vardagar. Lasten antas vara relativt oberoende av temperatur och varierar inte över säsong bortsett från en markant förbrukningsreduktion under semesterperioden sommartid. Observera skillnad i last under juli månad. Årsförbrukningen är ungefär 44 100 kwh i område C. 2.5.4 Fristående villa med bergvärme Typkunden fristående villa består av en villa med bergvärme. Förbrukningen är temperaturberoende och har en tydlig säsongsprofil. Högsta effektuttag sker morgon samt kväll, såväl vardag samt helg. Potentialen för egenproduktion anses förhållandevis god relativt årsförbrukningen. Lastkurvan för fristående villa kan ses i Figur 9 nedan. 18

kwh ELFORSK Figur 9 Lastkurva för villa Villa 7 6 5 4 3 2 1 0 Last för en fristående villa med bergvärme under ett kalenderår. En tydlig säsongsvariation kan observeras med den största delen av årsförbrukningen under vintermånaderna. Årsförbrukningen uppgår till ungefär 12 700 kwh i område C. 2.6 Potentiell produktion För att kvantifiera produktionen har solinstrålningsdata i Jönköping använts. Dataserien som använts är timupplöst och den totala tidsserien sträcker sig åren 1999-2006. Enheten för dataserien är W/m 2. Se Figur 10 för global instrålning per timme under åren 1999-2005. Figur 10 Solinstrålning per timme Solinstrålning per timme i Jönköping perioden januari 1999 juni 2006. Säsongsvariationen är tydlig. Under vintermånaderna är instrålningen kring 100 W/m 2, och under sommarmånaderna är maximal instrålning kring 870 W/m 2. Variationen mellan olika år är relativt liten, dock inte försumbar. För 19

tidsserien ovan varierade den totala instrålande årsenergin per m 2 mellan 967 kwh/m 2 (2004) och 1038 kwh/m 2 (1999). För att beräkna produktionen per typkund har ett antal antaganden gjorts. En installerad kapacitet per kund har beräknats, se tabell 3 för installerad kapacitet per kund. Utgångspunkten för installerad kapacitet har varit att den förväntade årsproduktionen ska vara mindre än den förväntade årskonsumtionen samt rapporten PROSUMER DR MAKRO. Det bör noteras att årsproduktionen skiljer mellan de olika regionerna eftersom instrålningen samt lasten antas variera, se Figur 4 och 5 för mer information angående olika instrålningskoefficienter och lastkoefficienter. Produktionen för en given typkund i ett givet område gås genom att multiplicera rådande global instrålning med den antagna systemeffektiviteten. Typkund Installerad kapacitet [kw p ] Tabell 4 Typkunder Area solpanel [m2] Ungefärlig årsproduktion [kwh] Årskonsumtion [kwh] Förhåll. prod/ kons Flerbostadshus 18,7 200 18 000 39 200 0,46 Lägenhet 0,1 1 90 3 400 0,03 Kontorslokal 3,7 40 3 600 44 100 0,08 Fristående villa 3,7 40 3 600 12 700 0,28 Tabellen visar installerad kapacitet per typkund, produktionsanläggningens yta, årsproduktion av egenproducerad el, årskonsumtion samt förhållande mellan årsproduktion och last. Observera att siffrorna är ungefärliga och varierar mellan områdena A-D. Vidare har en systemeffektivitet motsvarande 9 procent antagits, och att aktuella installationer är belägna i optimala lägen, det vill säga i optimal vinkel mot solen. Detta betyder att om instrålningen för en given timme är 100 W/m 2 och installerad kapacitet är 2 m 2, så beräknas produktionen till 18 W 33. Antagandet 9 procents systemeffektivitet ges ca 925-975 s.k. fullasttimmar per år (område C), vilka varierar beroende på område samt valt år för instrålning. För beräkningarna har instrålningsdata från år 2005 använts. För beräkning av installerad kapacitet har ca 950 fullasttimmar antagits. Genom den beräknade årsproduktionen 34 per m 2, yta för solanläggningen kunde en installerad kapacitet estimeras genom: 33 100 W/m 2 * 2 m 2 * 0.09 = 18 W. 34 Årsproduktionen beräknades genom att multiplicera instrålningseffekten per timme med den antagna systemeffektiviteten. 20

2010-01 2010-02 2010-03 2010-04 2010-05 2010-06 2010-07 2010-08 2010-09 2010-10 2010-11 2010-12 kwh ELFORSK 2.6.1 Produktion, brutto- samt nettolast per kund 2.6.1.1 Flerbostadshus Flerbostadshuset antas ha en disponibel yta motsvarande 200 m2 för installation av solpanel. Detta motsvarar knappt 19 kwp och ger en årsproduktion kring 18 000 kwh i område C. Årsproduktionen motsvarar ca 46 procent av årsförbrukningen för denna kundkategori i område C. Månadsproduktionen överstiger månadskonsumtionen under två månader (juni samt juli), övriga månader överstiger förbrukningen egenproduktionen. Se Figur 11 nedan för förbrukning, nettoförbrukning samt produktion per månad för typkund flerbostadshus i område C. 5000 4000 3000 2000 1000 0-1000 Figur 11 Flerbostadshus Förbrukning, nettoförbrukning samt produktion per månad Förbrukning Nettoförbrukning Produktion Flerbostadshus Förbrukning, nettoförbrukning samt produktion per månad för flerbostadshus i område C 2.6.1.2 Lägenhet Typkunden lägenhet har antagits ha en disponibel yta motsvarande 1 m2 för installation av solpanel. Detta motsvarar ca 0,1 kwp och ger en årsproduktion kring 90 kwh för område C. Årsproduktionen motsvarar ca 3 procent av årsförbrukningen för denna kundkategori i område C. Månadsproduktionen överstiger aldrig månadskonsumtionen, även om julimånad har anmärkningsvärt låg last. Det bör poängteras att produktionen överstiger förbrukning under ett fåtal timmar. Se Figur 12 nedan för förbrukning, nettoförbrukning samt produktion per månad för typkunden lägenhet i område C. 21

2010-01 2010-02 2010-03 2010-04 2010-05 2010-06 2010-07 2010-08 2010-09 2010-10 2010-11 2010-12 kwh ELFORSK Figur 12 Lägenhet Förbrukning, nettoförbrukning samt produktion per månad Förbrukning Nettoförbrukning Produktion 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 Lägenhet Förbrukning, nettoförbrukning samt produktion per månad för en lägenhet i område C. Produktionen överstiger aldrig förbrukningen på månadsbasis, dock uppkommer ett par timmar då lägenheten matar in energi till elnätet. Årsförbrukningen uppgår till ca 3 400 kwh, och produktionen täcker ca 3 procent av årsförbrukningen. 2.6.1.3 Kontorslokal Typkunden kontorslokal antas ha en disponibel yta motsvarande 40 m2 för installation av solpanel. Detta motsvarar ca 3,7 kwp och ger en årsproduktion kring 3 600 kwh för område C. Årsproduktionen motsvarar ca 8 procent av årsförbrukningen för denna kundkategori i område C. Månadsproduktionen överstiger aldrig månadskonsumtionen, ej heller under semestermånaden juli. Det bör poängteras att produktionen överstiger förbrukning under ett fåtal timmar. Se Figur 13 nedan för förbrukning, nettoförbrukning samt produktion per månad för typkunden lägenhet i område C. 22

2010-01 2010-02 2010-03 2010-04 2010-05 2010-06 2010-07 2010-08 2010-09 2010-10 2010-11 2010-12 kwh ELFORSK Figur 13 Kontorslokal Förbrukning, nettoförbrukning samt produktion per månad Förbrukning Nettoförbrukning Produktion 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 Kontorslokal Förbrukning, nettoförbrukning samt produktion per månad för en kontorslokal i område C. Produktionen överstiger aldrig förbrukningen på månadsbasis. På timbasis matar kontorslokalen in elkraft till nätet under ett fåtal timmar. Antalet timmar med överproduktion kan dock anses försumbart i sammanhanget. Årsförbrukningen uppgår till ca 44 100 kwh, och produktionen täcker ca 8 procent av årsförbrukningen. 2.6.1.4 Fristående villa med bergvärme Typkunden fristående villa med bergvärme antas ha en disponibel yta motsvarande 40 m2 för installation av solpanel. Detta motsvarar ca 3,7 kwp och ger en årsproduktion kring 3 600 kwh för område C. Årsproduktionen motsvarar ca 28 procent av årsförbrukningen för denna kundkategori i område C. Månadsproduktionen överstiger aldrig månadsanvändningen, dock är nettoförbrukningen mycket låg under sommarmånaderna. Det bör poängteras att produktionen överstiger förbrukningen under ett flertal timmar. Se Figur 14 nedan för förbrukning, nettoförbrukning samt produktion per månad för typkunden fristående villa i område C. 23

2010-01 2010-02 2010-03 2010-04 2010-05 2010-06 2010-07 2010-08 2010-09 2010-10 2010-11 2010-12 kwh ELFORSK Figur 14 Fristående villa Förbrukning, nettoförbrukning samt produktion per månad Förbrukning Nettoförbrukning Produktion 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 Frist. Villa Förbrukning, nettoförbrukning samt produktion per månad för en fristående villa med bergvärme i område C. Produktionen överstiger aldrig förbrukningen på månadsbasis, även om nettoförbrukningen under sommarmånaderna är nära noll. På timbasis matar villan in el till nätet under ett flertal timmar, primärt under sommarhalvåret. Årsförbrukningen uppgår till ca 12 700 kwh, och produktionen täcker ca 28 procent av årsförbrukningen. 2.7 Efterfrågeprognos För beräkningen av potentiell inmatad el per typkund har Swecos prognos för nettoefterfrågan på el mellan åren 2015 och 2025 använts. Denna prognos är uppdelad på hushållssektorn och servicesektorn. Enligt prognosen sjunker hushållssektorns efterfrågan med 0,2 procent årligen under den studerade perioden medan efterfrågan inom servicesektorn väntas växa med 0,4 procent årligen under samma period. Den nedgång som förväntas inom hushållssektor kan hänföras till förväntad energieffektivisering. Den förbrukningsökning som förväntas inom servicesektorn kan i sin helhet hänföras till förväntad tillväxt i sektorn, medan förbrukningen per kund förväntas vara konstant. 24

Figur 15 Prognos för svensk nettoefterfrågan på el 2015-2025, TWh/år 3.9 3.8 3.7 3.6 3.5 3.4 3.3 3.2 Hushåll Servicesektorn Källa: Sweco 25

3 Lönsamhetskalkyl För att åskådliggöra lönsamheten vid investering i solceller har ett antal kalkyler genomförts för identifierade typkunder i de olika geografiska områdena. I lönsamhetskalkylerna tas hänsyn både till minskade kostnader då behovet av köpt el minskar, och till ersättning för el som säljs. 3.1 3.1 Inledning 3.1.1 Beräkningsmodell Den beräkningsmodell som använts för lönsamhetsberäkningarna är internräntekalkyl, som tar hänsyn till samtliga uppkomna kassaflöden hänförliga till aktuell investering. De positiva kassaflöden som uppkommer utgörs dels av ersättning för el som matas in till elnätet, dels av kostnadsminskningar tack vare att produktionen minskar den mängd konsumenten köper. 3.2 3.2 Förutsättningar 3.2.1 Investeringskostnad I lönsamhetsberäkningarna har i huvudalternativet en total investeringskostnad om 14,37 kronor exklusive moms per installerad Wp år 2015 antagits. Det motsvarar en investeringskostnad om 17,96 kronor inklusive moms per installerad Wp. Till grund för det antagandet ligger den tyska elinstallationsbranschens (BSW-Solar) statistik avseende genomsnittlig investeringskostnad under andra kvartalet 2012 35, vilken uppgick till motsvarande 19,09 kronor inklusive moms per Wp, en kostnad som bedöms minska med 2 procent årligen till och med år 2015. När det gäller en investerings lönsamhets beroende av dess storlek är det rimligt att räkna med att installationskostnaden per installerad Wp i någon mån minskar med ökande anläggningsstorlek. Det kan exempelvis diskuteras hur rimligt det är att en mindre kund i lägenhet erhåller samma totala installationskostnad för ett solcellspaket som en större kund, särskilt med tanke på att en installation inte bara omfattar solceller utan vanligtvis även annan utrustning såsom växelriktare. För att möjliggöra en jämförelse mellan typkunderna har dock skalfördelarna vid installation av solceller för egenproduktion antagits vara försumbara, och samma investeringskostnad per installerad Wp har antagits i beräkningarna. 35 Germany Solar Industry Association (BSW-Solar), juni 2012 26

I en känslighetsanalys har beräkningar gjort med ett statligt investeringsstöd om 40 procent av total investering. Det kan i sammanhanget noteras att Det statliga investeringsstödet den 1 februari 2013 sänktes från 45 till 35 procent. 3.2.2 Intäkter och kostnader De positiva kassaflöden som uppkommer till följd av investeringen består dels av kostnadsminskningar genom att behovet av inköpt el minskar, dels av ersättning för till elnätet inmatad el. Skillnaderna i intäkter och kostnadsbesparingar mellan ersättningsmodellerna kan hänföras både till varierande storlek på erhållen ersättning och till olika regler för nettodebitering. Tabell 5 Elprisprognos 2015 Totalt rörligt konsumentpris för el 2015, prognos öre/kwh Område A, B (norra Sverige) Område C, D (södra Sverige) Spotpris inkl elcert och påslag 43,5 43,5 Rörlig del av nättariff 20 20 Elskatt 19,2 29 Moms 20,7 23,1 Totalt 103,4 115,6 Tabell 6 Elprisprognos 2040 Totalt rörligt konsumentpris för el 2040, prognos öre/kwh Område A, B (norra Sverige) Område C, D (södra Sverige) Spotpris inkl elcert och påslag 76,3 76,3 Rörlig del av nättariff 20 20 Elskatt 19,2 29 Moms 28,9 31,3 Totalt 144,4 156,6 I Ersättningsmodell 1, som baseras på nettodebitering, dels på månads- och dels på årsbasis, utgörs intäkten för produktion som inte matas in på elnätet av hela det rörliga pris kunden betalar, inklusive elcertifikat. För el som matas in på elnätet antas ingen ersättning utgå. I Ersättningsmodell 2, vilken baseras på en feed-in-tariff, erhålls en fast tariff för producerad el, oavsett storleken på den förbrukade volymen. Ersättningsmodell 3, vilken är marknadsbaserad, innebär samma intäktsberäkning som Ersättningsmodell 1 med undantag för en el som matas in på elnätet, vilken ersätts med historiskt 27

spotpris, elcertifikat, nätnytta och moms. I Ersättningsmodell 4, då energiskatt kvittas, beräknas intäkten för produktion som inte matas in på elnätet på samma sätt som i Ersättningsmodell 3 men med krediterad energiskatt. I modell 3 och 4 antas förbrukning och produktion summeras på en månatlig faktura, varvid moms antas utgå på nettoförbrukningen. I modell 1, 2 och 4 antas ersättning för el som matas in på elnätet uppgå till prognostiserat spotpris, vilket viktats med den genomsnittliga månatliga variationen under åren 2009-2011 36. Till grund för prognosen ligger terminspriset på el, leveranspunkt SE3, för år 2015 samt Swecos långsiktiga elprisprogos för år 2025. Vanligtvis erhålls viss ersättning vid inmatning av producerad el från aktuellt nätbolag, så kallad nätnytta. I kalkylerna har denna ersättning antagits uppgå till 5,0 öre per kwh, vilket är i linje med dagens ersättning från de större nät. Tabell 7 Analyserade prismodeller Ersättningsmodell 1. Nettodebitering (månads- och årsbasis) Intäkt för volym understigande egen förbrukning Spotpris (prognos) Elcertifikat (kvotplikt) Rörlig del av nättariff Energiskatt Moms* Intäkt för volym överstigande egen förbrukning Nätnytta Avräkningsperiod Månad/år 2. Feed-in-tariff Fast tariff Fast tariff Ej relevant 3. Marknadsersättning Spotpris inkl Spotpris Timma elcertifikat (kvotplikt) Elcertifikat Rörlig del av nättariff Energiskatt Nätnytta Moms* Moms* 4. Marknadsersättning samt kvittning av elskatt Spotpris inkl elcertifikat (kvotplikt) Spotpris Timma Rörlig del av nättariff Energiskatt Moms* * Endast för lägenhet, villa och flerbostadshus Elcertifikat Nätnytta Energiskatt Moms* Det elhandelspris som använts i kalkylerna är det prognostiserade spotpriset med ett påslag om 6,5 öre per kwh för att spegla kostnad för elcertifikat samt elhandelsbolagens marginal. Den rörliga komponenten i nättariffen har, baserat på SCB:s siffror samt erfarenhet från tidigare utredningar, antagits 36 Nord Pool Spot 28

uppgå till 20 öre per kwh samtliga kundkategorier. Aktuell energiskatt har använts, vilket innebär en reducerad skatt om 19,2 öre per kwh i Område A och B och 29 öre per kwh i Område C och D. En feed-in-tariff om 1,30 kronor per kwh har antagits. Denna tariff har antagits för att täcka en villakunds totalpris för köpt el samt den kostnad som mätning antas medföra fördelad på en årsproduktion om 4400 kwh. En momssats om 25 procent har använts. För Ersättningsmodell 3 har historiska spotpriser från de senast tre åren använts samt terminspriset på elcertifikat med leverans 2015 37. För att möjliggöra produktion enligt Ersättningsmodell 2, Feed-in-tariff, antas en extra elmätare krävas, vars kostnad antas uppgå till 500 kronor årligen. Denna kostnad är visserligen avsevärt lägre än aktuell kostnad hos de större nätbolagen, men vid ett framtida införande av feed-in-tariffer antas denna kostnad sjunka avsevärt. Ersättningsmodell 1, 3 och 4 antas inte medföra något behov av extra elmätare. Inmatnings av el har inte antagits medföra några andra kostnader i form av fasta eller rörliga avgifter. Tabell 8 Kundkategori Flerbostadshus Lägenhet Kontorslokal öre/kwh Fristående villa Elpris 2015/2040 37,0/69,8 37,0/69,8 37,0/69,8 37,0/69,8 Rörlig del, nättariff 20 20 20 20 Energiskatt* 19,2/29 19,2/29 19,2/29 19,2/29 Nätnytta 5 5 5 5 Moms 25 % 25 % - 25% Feed-in-tariff 130 130 130 130 Ersättn, inmatad Historisk el** Historisk spot spot Historisk spot Historisk spot Elcertifikat, SEK/MWh** 218 218 218 218 * 19,2 öre i Område A-B, 29,0 öre i Område C-D ** Endast ersättningsmodell 1a/b, 3 och 4 3.2.3 Övriga antaganden En livslängd om 25 år har antagits i samtliga beräkningar. Investeringen har inte antagits ge upphov till några rörliga kostnader. 37 SKM/Montel 2012-10-30 29

3.3 Resultat huvudalternativet 3.3.1 Lönsamhet Lönsamheten, definierad som investeringens internränta, har beräknats för fem olika prismodeller vilken redovisas nedan. Beräkningarna baseras på aktuell investeringskostnad i Tyskland, och har skett för geografiskt område A-D enligt definition i kapitel 2.5. Se bilaga 6 för detaljerat sifferunderlag. Figur 16 Internränta vid nettodebitering på månadsbasis Figur 17 Internränta vid nettodebitering på årsbasis 30

Figur 18 Internränta vid feed-in-tariff Figur 19 Internränta vid marknadsersättning 31

Figur 20 Internränta vid marknadsersättning, kvittning av energiskatt 3.3.2 Kommentarer till resultat och känslighetsanalyser Kalkylerna indikerar att investeringar i solceller för egenproducenter i många fall är lönsamma, även utan investeringsstödet om 40 procent. Detta förutsätter dock att den tyska prisnivån etableras även i Sverige och baseras på ett antagande om stigande elpriser. Internräntan uppgår vid nettodebitering på månadsbasis till 1,9-4,8 procent utan investeringsstöd. Med investeringsstöd uppgår den till 5,0 10,2 procent. Om nettodebiteringen istället sker på årsbasis ökar internräntan i genomsnitt 0,4 procentenheter till 2,3-5,2 procent utan investeringsstöd och till 5,2-10,6 procent med investeringsstöd. Vid feed-in-tariff blir investeringen aldrig lönsam för en kund i lägenhet till följd av antaganden att kostnaden för en extra mätare belastar egenproducenten. Lönsamheten för övriga typkunder blir 1,3-4,9 procent utan investeringsstöd och 6,0 9,9 procent med investeringsstöd. Med marknadsersättning för inmatad el, definierad som spotpris, elcertifikat, nätnytta och moms, erhålls en internränta om 1,8-4,6 procent utan investeringsstöd. Med investeringsstöd uppgår internräntan till 5,0 8,9 procent. I den ersättningsmodell som baseras på marknadsbaserad samt årsvis kvittning endast av energiskatten blir lönsamheten något högre. Internräntan i den modellen uppgår till 1,9-4,7 procent utan investeringsstöd och 5,0 10,1 procent med investeringsstöd. Kvittningen av energiskatt gynnar främst de typkunder med störst volym inmatad el, alltså flerbostadshuset och villan. Kontorslokalen gynnas av att denna typkund antas vara momsbefriad, vilket medför en lägre investeringskostnad än för övriga typkunder. Utan momsbefrielse minskar å andra sidan den besparing som minskade elinköp medför. Kontorslokalen är den typkund som når högst lönsamhet i ersättningsmodell 2, som baseras på feed-in-tariff samt i modell 3, marknadsbaserad ersättning. Tillsammans med villan når kontorslokalen 32

också högst lönsamhet i modell 1a och 1b, vilka baseras på nettodebitering. I ersättningsmodell 4, vilken baseras på marknadsbaserad ersättning med kvittning av energiskatt, når istället villan högst lönsamhet. Det kan även noteras att en feed-in-tariff gynnar flerbostadshuset genom att en hög produktion är fördelaktig med tanke på den fasta kostnaden för elmätaren. Lägenheten lyckas med feed-in-tariffen inte nå tillräckligt hög produktion för att täcka denna kostnad. För en kund i villa eller lägenhet är nettodebitering på årsbasis det mest fördelaktiga alternativet. Marknadsbaserad ersättning med kvittning av energiskattär dock endast marginellt mindre fördelaktig, med en internränta 0,4-0,5 procentenheter lägre än nettodebitering på årsbasis för dessa två typkunder. Betydande skillnader i investeringens lönsamhet kan noteras mellan de geografiska områdena, även om betydelsen varierar mellan ersättningsmodellerna. I den modell som baseras på årsvis kvittning av energiskatt, liksom den modell som är marknadsbaserad med kvittning av energiskatt, blir skillnaden ovanligt stor. Anledningen är att energiskattesatsen i norra Sverige är lägre än i södra, vilket innebär att värdet av den kvittade skatten är högst i område C och D. När det gäller den ersättning man kan erhålla vid försäljning av egenproducerad el kan man konstatera att ett flertal elhandelsbolag för närvarande köper överskottsel från solceller och i vissa fall betalar 1 krona per kwh 38, vilket är betydligt högre än aktuellt spotpris. Dessa ersättningsnivåer är betydligt högre än dem som har antagits vid beräkningarna av lönsamheten vid marknadsersättning och kvittning av energiskatt. Sådana ersättningsnivåer bedöms dock inte som uthålliga om utbyggnaden av solceller skulle ta fart. Gällande totalkostnaden för installerade solceller bör det noteras att prisskillnaden mellan Tyskland och Sverige är betydande. Det genomsnittspris som anges av den tyska solinstallationsbranschen BSW-Solar uppgår under andra kvartalet 2012 till 1776 EUR per kwp exklusive moms, vilket med nuvarande EURSEK-kurs motsvarar 15,27 kronor per Wp exklusive moms. Inklusive moms motsvarar det ett pris om 19,09 kronor per Wp. Detta pris, som avser slutkundspriset för en ett takmonterat system med en effekt om upp till 100 kwp, skiljer sig avsevärt från aktuella priser i Sverige. Av de större elhandelsbolagen kan nämnas att Vattenfall 2012-10-30 marknadsförde solcellspaket inklusive installation med en effekt om 2,94 kwp till en kostnad inklusive moms om 23,81 kronor per Wp eller 21,43 kronor per Wp för bolagets elhandelskunder 39. Sannolikt beror skillnaden i pris till stor del på att den svenska marknaden för solceller ännu är omogen, med små volymer och få leverantörer och installatörer. För att åskådliggöra känsligheten för installationskostnaden har lönsamheten även beräknats för en investeringskostnad om 24 kronor per Wp inklusive moms. Denna känslighetsanalys pekar på en internränta mellan 0 och 2,2 procent för en lägenhets- eller villakund vid marknadsbaserad ersättning med kvittning av energiskattom inget investeringsstöd utgår. Vid nettodebitering 38 www.oresundskraft.se 2012-10-31 39 www.vattenfall.se 2012-10-31 33

på årsbasis blir internräntan mellan 0,1 och 2,5 procent för lägenhets- och villakunden utan investeringsstöd. Ur ett ekonomiskt perspektiv är det är med andra ord knappast motiverat att genomföra investeringen under de förutsättningarna. Lägst lönsamhet når lägenheten. Se även bilaga 7. Hittills under 2012 har spotpriset på el varit avsevärt lägre än 2011. Det genomsnittliga elhandelspriset inklusive elcertifikat uppgick under perioden januari-september 2012 till 47,1 öre per kwh för en lägenhetskund, vilket kan jämföras med helårsvärdet 82,1 öre per kwh år 2011. Aktuella elpriser får betydande inverkan på lönsamheten vid investering i egenproduktion, även om denna effekt begränsas av att elpriset är en begränsad del av det totalpris konsumenten betalar. Då den period som studeras inleds först 2015 och omfattar 25 år är osäkerheten gällande spotpriset stor. Det kan heller inte uteslutas att större mängder egenproducerad el, vilket skulle resultera i minskad elöverföring, skulle tvinga nätbolagen att justera sina intäktsmodeller, exempelvis genom en höjning av de fasta avgifterna. 34

4 Samhällsekonomiska analyser Syftet med detta kapitel är att utifrån ett samhällsekonomiskt perspektiv diskutera varför det kan finnas anledning att förändra regelverket för småskalig produktion, samt med utgångspunkt för en sådan diskussion belysa effekterna av de olika prismodellerna. Kapitlet inleds med en kortfattad beskrivning av aktuella energipolitiska mål. 4.1 Energi- och klimatmål Det finns flera drivkrafter bakom utvecklingen av smarta elnät i Europa. En drivkraft är regelverket för minskade koldioxidutsläpp och energieffektivisering. En annan är de förändringar som krävs för att nå miljömålen, t.ex. introduktion av storskalig och småskalig förnybar elproduktion, efterfrågeflexibilitet, marknadsintegration och förbättrad driftsäkerhet. Sverige har satt upp fyra nationella klimat- och energimål fram till 2020: 50 procent förnybar energi 10 procent förnybar energi i transportsektorn 20 procent effektivare energianvändning 40 procent minskning av utsläppen av växthusgaser Regeringen har presenterat tre handlingsplaner för omställningen som innefattar: Främjandet av förnybar energi som omfattar åtgärder som bland annat högre mål i elcertifikatsystemet, förbättring av villkoren för att ansluta förnybar elproduktion till elnätet och en planeringsram för vindkraft på 30 TWh. Ökad energieffektivisering som innefattar insatser för bland annat att minska informations- och kunskapsbrister hos hushåll, och företag och uppmuntra ett energieffektivt beteende och ge stöd för satsningar på energieffektiv teknik. En fossiloberoende transportsektor ska nås genom generellt verkande styrmedel som sätter ett pris på utsläppen av växthusgaser. Handlingsplanen innefattar bland annat skatteförslag och satsningar på förnybara drivmedel. 35

För att nå målet med att utsläppen ska minska med 40 procent fram till år 2020 har regeringen satt upp ett antal åtgärder: Förändrade skatter och skärpta ekonomiska styrmedel Genomförande av gemensamma EU-beslut Utsläppsminskningar genom gröna investeringar i utvecklingsländer eller insatser i andra EU-länder. Regeringens vision är att Sverige år 2050 har en hållbar och resurseffektiv energiförsörjning utan nettoutsläpp av växthusgaser i atmosfären. För att nå omställningen har tre handlingsplaner tagits fram och regeringen har tagit fram en strategi för att ta fram en nationell färdplan. Som en del i arbetet med att ta fram färdplanen har regeringen gett naturvårdsverket i uppdrag att ta fram scenarier och styrmedel. Denna rapport ska presenteras i december. 4.2 Motiv till att förändra regelverket Det finns olika motiv till att staten inför styrmedel. Ett motiv är att marknaden inte fungerar effektivt och det föreligger ett marknadsmisslyckande såsom exempelvis informationsasymmetri eller negativa externa effekter. Med informationsasymmetri avses det förhållande då olika marknadsaktörer inte har tillgång till samma information. Negativa externa effekter avser här effekter som påverkar tredje part på ett negativ sätt. Ett annat motiv är att det finns politiska motiv såsom exempelvis att uppfylla klimat- och energimålen. Vi ser huvudsakligen tre möjliga motiv för att förändra regelverket för egenproduktion av el: 1. Det första handlar om att underlätta för alla inblandade aktörer och därmed undanröja olika administrativa kostnader förknippade med att sälja överskottsproduktion. 2. Det andra handlar om att likställa egenproduktion med annan förnybar produktion som i dag erhåller elcertifikat. 3. Det tredje handlar om att ytterligare stödja egenproduktion jämfört med annan förnybar produktion. Det räcker dock inte att det finns ett marknadsmisslyckande eller ett politiskt motiv för att införa ett styrmedel. Kostnader och negativa effekter måste också beaktas. Andra snedvridningar kan uppstå när ett styrmedel införs. Exempelvis kan ett styrmedel som gynnar förnybar produktion försämra elmarknadens funktion om den förnybara produktionen sker till andra villkor än annan produktion. I sammanhanget är det värt att notera att egenproducerad el som förbrukas inom fastigheten idag är skattemässigt gynnad jämfört med annan 36

elproduktion eftersom kunden inte betalar skatt för motsvarande minskning av förbrukad volym. Samtidigt får mindre egenproducenter vanligtvis inte tillgång till det särskilda stöd till förnybar produktion som elcertifikatsystemet innebär. 4.2.1 Underlätta för aktörerna En anledning att ändra regelverket är att egenproduktion inte möter kostnadsriktiga villkor. I ellagen regleras att egenproducenter har rätt till ersättning motsvarande värdet av den minskning av energiförluster som inmatning av el från anläggningen medför i nätkoncessionshavarens ledningsnät samt värdet av den reduktion av nätkoncessionshavarens avgifter för att ha sitt ledningsnät anslutet till annan nätkoncessionshavares ledningsnät som blir möjlig genom att anläggningen är ansluten till ledningsnätet. 40 Idag erbjuder många elhandels- och nätbolag annan ersättning såsom spotpris, elcertifikat med mera. Hur ersättningen ser ut skiljer sig mellan olika bolag kartlades i en studie som genomfördes år 2011 Elhandelsföretagens syn på handel med solel 41. Ett resultat från rapporten Elhandelföretagens syn på handel med solel var att elhandelsföretagen efterfrågar ett enkelt system för att handel med solel ska fungera effektivt och att transaktionskostnaderna inte ska bli för stora. Rapporten lyfter fram att ingen av aktörerna på marknaden - elhandelsföretag, små producenter av solel eller nätföretag upplever att det finns ett system som är tillräckligt enkelt, och risken är att aktörerna tappar intresset för solel om frågan inte kan hanteras på ett enklare sätt. 42 4.2.2 Likställa egenproduktion med annan förnybar produktion Att ändra regelverket och införa ett stödsystem för att anpassa regelverket till egenproduktion kan motiveras om det föreligger ett marknadsmisslyckande eller om det är politiskt motiverat. Ett politiskt motiverat styrmedel är elcertifikat som ska skapa incitament för att investera i förnybar el, och är ett sätt att uppnå målet om 50 procent förnybar energi till år 2020. Producenter av förnybar el från bland annat vindkraft och solenergi har idag rätt att få elcertifikat. För egenproducenter finns det dock hinder för att få ersättning. Det största hindret är att tilldelning enligt lagen om elcertifikat endast kan ske till produktion av förnybar energi i form av hela MWh vilket skapar problem för egenproducenter som normalt producerar mindre mängder el. Ett annat praktiskt hinder är att det idag krävs att respektive producent har ett eget så kallat Cesar-konto hos Svenska kraftnät för försäljning av elcertifikat. 40 Ellag 3 kap. 15 41 Elforsk rapport 11:28, Elhandelsföretagens syn på handel med solel 42 Elforsk rapport 11:28, Elhandelsföretagens syn på handel med solel 37

I studien där elhandelsföretagen fick ge sin syn på handel med solel presenterades ett förslag som skulle kunna lösa problemen med elcertifikat, att låta nätbolag alternativt elhandelsbolag agera aggregator för hantering av elcertifikat. Nätbolaget/elhandelsbolaget skulle få tillstånd av Energimyndigheten att godkänna anläggningar och respektive nätföretag skulle få ett konto hos Svenska kraftnät. Små producenter skulle ansöka om elcertifikat hos nätföretaget och nätföretaget hanterar sedan ansökan och beviljande av elcertifikat samt agerar ombud för elproducenten mot Svenska Kraftnät vid försäljning av elcertifikat. Svenska Kraftnät ansvarar idag för kontoföring av elcertifikat via kontoföringssystemet Cesar. Antalet Cesarkonton skulle enligt ovan nämnda förslag bli färre än om respektive producent skulle ha ett eget konto. Fördelen med att införliva egenproduktion i elcertifikatsystemet är att all förnybar produktion då ges möjlighet att konkurrera på lika villkor. 4.2.3 Ytterligare stöd till egenproduktion Den tredje frågeställningen är om det finns motiv till att införa extra stöd för egenproduktion, utöver de generella stöden till förnybar produktion. Ett stödsystem som gynnar installation av solceller kan leda till en ökad andel förnybar energi. Detta har exempelvis skett i Danmark. Ökade investeringar i solceller skulle eventuellt även leda till minskad primärenergianvändning, vilket också skett i Danmark. Politiskt är det motiverat att införa stödsystem för att öka andelen förnybar energi och minska primärenergianvändningen genom de politiska energi- och klimatmål som Sverige har satt upp. Däremot är det inte självklart att just egenproduktion ska få extra stöd. Ett argument för att egenproduktion (främst solceller) skulle vara att föredra framför annan förnybar produktion är att den skapar färre negativa externa effekter jämfört med exempelvis storskalig vindkraft. Vindkraftverk skapar negativa externa effekter i form av buller, att de tar upp stora ytor och bidrar till en ändrad landskapsbild. Ett annat motiv till att ge extra stöd till solceller är att solcellstekniken är en relativt ny teknik. Utifrån samhällets perspektiv kan det under vissa omständigheter finnas motiv till att under en begränsad tid underlätta för ny teknik att nå nödvändiga försäljningsvolymer. Frågan är dock om inte solcellstekniken har nått en sådan mognad redan eller om detta motiv kvarstår. Ett annat argument kan vara de skillnader i investeringskostnader som råder mellan Tyskland och Sverige. Genom ett riktat tidsbegränsat stöd som ökar installationsvolymerna kan dessa kostnadsskillnader möjligen minskas. Samtidigt bör inte riskerna med att försöka detaljstyra utvecklingen underskattas. Historien har visat att tillfälliga statliga stöd till specifika tekniker ibland gör större skada än nytta. 4.3 Utvärdering av prismodellerna I följande avsnitt åskådliggörs de samhällsekonomiska effekterna av de olika prismodellerna. Som exempel för att visa effekterna har en villakund med bergvärme i södra Sverige valts. Effekterna av modellerna visas schematiskt 38

och gäller endast för år 2015. De kan således inte direkt jämföras med lönsamhetskalkylen. Analysen av effekterna av modellerna avser inmatad el och inte den el som produceras för att täcka det egna behovet. Den el som egenproducenten sparar genom minskad förbrukning kan jämföras med nettodebitering. I analysen används ett snittpris över året för el. Kostnaden i analysen består av resursåtgången för att producera solel, vilket likställs med en investeringskostnad vid ett avkastningskrav på 4 procent. 4.3.1 Nettodebitering Nettodebitering gör det enkelt för egenproducenterna att hantera tillfällig utmatning på nätet. Däremot leder det till en negativ effekt genom att dessa kunder inte kan hanteras som andra konsumenter och producenter på marknaden, bland annat blir den nuvarande reformen om timvis mätning inte tillämpbar på dessa kunder. I Figur 21 åskådliggörs intäkter, kostnader och omfördelning av resurser när en egenproducent matar in el på nätet och månadsvis nettodebitering används. Figur 21 Intäkter, kostnader och omfördelning av resurser vid nettodebitering för en villakund med bergvärme i södra Sverige Intäkterna består av elpris, nätnytta och elcertifikat. Kvittningen av elcertifikat betraktar vi som en intäkt eftersom den innebär lägre efterfrågan på certifikat och därmed lägre investeringar i annan förnybar produktion. Omfördelningen av resurser består av nätavgift, skatt och elhandelsmarginal. Skatten består av både energiskatt och moms. Egenproducenten behöver inte betala skatt men denna kostnad kommer att omfördelas så på något sätt blir det en kostnad för samhället. Nätavgiften består av en del som täcker nätförluster och en del som utgörs av en minskad intäkt för nätbolaget och kommer att leda till en omfördelning till andra konsumenter. 39

Elhandelsbolagen kommer sannolikt att hantera minskad intäkt till följd av minskad elhandelsmarginal på något sätt. Vi har här antagit att denna intäktsminskning slås ut på andra konsumenter och blir därför en omfördelning av resurser. Ett annat alternativ är att egenproducenten får betala högre elhandelsmarginal. Kostnaden består av resursåtgången för att producera solel. Nettot för egenproducenten blir i det här exemplet positivt. Nettot skulle öka om årsvis nettodebitering hade antagits. Eftersom solelproduktionen är högre på sommaren och konsumtionen är lägre på sommaren kommer mer el matas in på nätet när priset är lägre och under vintern när priset är högre kommer mer el att användas som inte produceras av solelanläggningen. På grund av prisskillnaden blir det därför mer lönsamt med årsvis nettodebitering. En negativ extern effekt med nettodebitering per månad eller år är att det skapar hinder för införande av timavräkning och timdebitering. Detta ämne diskuteras i Danmark som har planer på att införa timmätning. Sverige, Danmark och många andra länder går mot timmätning. Syftet med timmätningsreformen är att kunderna ska effektivisera sin energianvändning genom att dels använda mindre el, dels flytta sin energianvändning i tiden, så kallad efterfrågeflexibilitet. Ett sådant beteende omfattas av målet om en effektivare energianvändning och skapar dessutom utrymme för att införa mer intermittent elproduktion. Om års- eller månadsbaserad nettodebitering införs för egenproducenter försvinner incitamenten för dem att regera på timpriser genom att ändra sin konsumtion efter timpriset. Detta innebär att nettodebitering leder till samhällsekonomiska kostnader i form av utebliven energieffektivisering och efterfrågeflexibilitet. Lagstiftning Nettodebitering är med dagens regelverk inte möjligt eftersom det inte är möjligt att kvitta energiskatten. Det skulle därmed krävas en lagändring för införande av nettodebitering. Även regelverket kring mätning skulle behöva en översyn. 4.3.2 Feed-in-tariffer Med en feed-in-tariff får egenproducenten ersättning för den el som matas in på nätet. En framgångsfaktor för feed-in-tariffen i Tyskland är att den är långsiktig en egenproducent känner på förhand till den ersättning som utgår för egenproduktion under en 20-årsperiod. Det innebär att den risk som är förknippad med en investering i egenproduktion minskar. Feed-in-tariffen liksom alla andra stödsystem ska finansieras. Eftersom stödet i Tyskland varit så generöst och investeringarna så omfattande intensifieras också debatten i Tyskland om de höga kostnaderna. 40

Figur 22 Intäkter, kostnader och omfördelning av resurser vid feed-in-tariff för en villakund med bergvärme i södra Sverige I figuren ovan visas intäkter, omfördelning av resurser och kostnader som ett stödsystem med feed-in-tariff ger upphov till för en villakund med bergvärme i södra Sverige. Intäkten består av elpris och nätnytta. Kostnaden består av resursåtgången för att producera solel samt kostnaden för den extra mätaren som ett system med feed-in-tariff kräver. Kostnaden för en extra mätare antas uppgå till 500 kr per år och vid en årsproduktion på 4400 kwh leder det till en kostnad på cirka 11 öre/kwh. En feed-in-tariff om 130 öre per kwh har antagits. Denna tariff har antagits för att täcka en villakunds totalpris för köpt el samt den kostnad som mätning antas medföra, fördelat på en årsproduktion om 4400 kwh. Omfördelningen av resurser består av skillnaden mellan feed-in-tariffen och intäkten. Nettot för egenproducenten blir i det här exemplet positivt. Lagstiftning För att införa feed-in-tariff för egenproduktion krävs en lagändring. Finansieringen av feed-in-tariffen måste också hanteras. 41

4.3.3 Marknadsersättning Med en modell där egenproducenten får marknadsersättning för producerad el påverkas inte marknaden, utan egenproducenter hanteras som andra producenter. Figur 23 Intäkter, kostnader och omfördelning av resurser vid marknadsersättning för en villakund med bergvärme i södra Sverige Intäkten för marknadsersättning består av elpris, nätnytta och elcertifikat. I detta fall är elcertifikatavgiften en intäkt eftersom egenproducenten får ersättning för att producera förnybar energi, leder det till annan förnybar energi inte kan få ersättning och på det sättet tränger den undan andra förnybara investeringar. Kostnaden består av resursåtgången för att producera solel. Egenproducenten kommer att kunna kvitta sin moms om inmatad och uttagen el redovisas på samma räkning. Detta kommer att leda till en omfördelning av resurser. Nettot för egenproducenten blir i det här exemplet negativt för el som matas ut på elnätet. Lagstiftning 42

För att marknadsersättning ska fungera fullt ut krävs en reglering om vad som är marknadsersättning så att alla egenproducenter möter samma förutsättningar. Det förutsätter att en egenproducent erhåller elcertifikat. 4.3.4 Marknadsersättning och kvittning av energiskatt Med marknadsersättning i kombination med kvittning av energiskattenpåverkas inte marknaden utan det sker endast en omfördelning av skatt och elcertifikat. Figur 24 Intäkter, kostnader och omfördelning av resurser vid marknadsersättning och kvittning av energiskattför en villakund med bergvärme i Södra Sverige Intäkten består av elpris, nätnytta och elcertifikat. Kostnaden består av resursåtgången för att producera solel. Egenproducenten behöver inte betala skatt men denna kostnad kommer att omfördelas till någon annan. Nettot för egenproducenten blir i det här exemplet positivt. Lagstiftning För att marknadsersättning ska fungera fullt ut krävs en reglering om vad som är marknadsersättning. Detta inkluderar förändringar som innebär att egenproducenter tilldelas elcertifikat. Kvittning av energiskattenär med dagens regelverk inte möjligt eftersom det inte är möjligt att kvitta 43